Никишенко С.Л. Нефтегазопромысловое обрудование

Подождите немного. Документ загружается.

новыми. Шпиндели контролируют на прямолинейность и годность

резьбы. Резьба должна быть полной, чистой и не забитой. Если верх-

ний конец - квадрат - свернут, необходимо запилить новый. Отре-

монтированные и частично вновь изготовленные детали после при-

гонки отдельных узлов собирают в порядке, обратном разборке. Со-

бранную задвижку подвергают гидравлическому испытанию на проб-

ное давление, равное удвоенному рабочему давлению. Пробное дав-

ление создают ручным прессом.

Фонтанную елку собирают на стенде, который использовали при

разборке. Резьбы перед свинчиванием покрывают графитной смаз-

кой. Особое внимание следует уделять сборке уплотняющих колец

и прокладок. После сборки фонтанную арматуру шаблонируют и оп-

рессовывают удвоенным рабочим давлением в течение 30 мин, про-

веряя герметичность всех соединений. Запотевание и утечки не до-

пускаются. Опрессовочной жидкостью является водный раствор ин-

гибиторов коррозии, например 0,5 %-ный раствор хромпика. Фонтан-

ную елку, прошедшую испытание, продувают сжатым воздухом для

удаления влаги, окрашивают ее наружную поверхность эмалью пос-

ле грунтовки и консервируют консистентной смазкой.

Вопрос 4.9. Принцип работы газлифтного

подъемника

В том случае, когда для фонтанирования недостаточно пластовой

энергии и энергии нефтяного газа, в скважину подают газ (или воз-

дух) от компрессорной станции или из газовых скважин. Энергия

подаваемого газа обеспечивает подъем жидкости на поверхность. Этот

способ добычи нефти называется компрессорным.

Компрессорный способ добычи пока мало распространен, хотя

оборудование скважин при этом методе приближается по простоте

конструкций к оборудованию фонтанирующих скважин. Последние

имеют наиболее простое оборудование, не сравнимое со сложными

скважинными насосными установками. Простота оборудования сква-

жин, повышение эффективности компрессорного способа добычи

нефти с увеличением глубины, с которой поднимается жидкость, рас-

ширяют область применения компрессорной эксплуатации нефтяных

месторождений. Распространению этого метода подъема жидкости

способствует применение нефтяного газа большого давления или газа

из газонасыщенных пластов. Последний способ называется бескомп-

рессорным газлифтом. В этом случае остается необходимость подго-

товки газа, отделения конденсата, но исключается применение комп-

рессорных станций, значительно упрощается поверхностное обору-

дование, и затраты на обустройство месторождения приближаются

затратам при фонтанировании скважин.

-141-

Рис. 4.15. Подъем жидкости газом при газлифтном способе эксплуатации

Для подъема жидкости из скважины газлифтным способом в сква-

жину опускается одна или две колонны насосно-компрессорных труб

(рис.4.15). Внутренняя, подъемная колонна труб опущена на глуби-

ну L. До подачи газа уровень жидкости в скважине и трубах одинако-

вый, он называется статическим уровнем Н

(рис. 4.15, а). Подавае-

мый в межтрубное пространство газ отжимает жидкость до низа

подъемной колонны и проходит в нее, увлекая за собой жидкость.

Смесь газа с жидкостью достигает поверхности и в результате ее от-

бора статический уровень Н

в скважине снижается до динамичес-

кого(рис. 4.15, б). Структура потока смеси в подъемной колонне

может оыть: пузырьковой (рис. 4.15, в) - в нижней части колонны,

пробковой (рис. 4.15, г)-в верхней части колонны и дисперсионно-

кольцевой (рис. 4.15, Э) - в верхней части колонны при избытке газа.

Вопрос 4.10. Компрессорное оборудование при

газлифте

Газ, получаемый от компрессорной станции, при газлифтной экс-

плуатации направляется по двум или трем трубопроводам, в кото-

рых его давление различно, через газораспределительную будку

к отдельным скважинам.

В газораспределительной будке размещено обычно от четырех до

восьми секций распределительных батарей, каждая из которых на-

правляет рабочий агент к четырем скважинам. К секции батарей ра-

бочий агент подводится по двум, трем или четырем трубопроводам.

При трех подводящих трубопроводах один - пусковой, а два - рабо-

чих (на пониженное и повышенное давления). Такое разделение обус-

ловлено различием параметров рабочего агента, требуемого при пус-

ке скважины (высокое давление и относительно малый расход) и при

работе (значительный расход и различное давление), а также разли-

чием характеристик скважин и требуемых для них параметров рабо-

-142-

чего агента. Пусковая линия обычно имеет меньший диаметр (63 мм),

а рабочие - большой (100...150 мм). На всех подводящих линиях тру-

бопроводов установлены манометры. Определенная подводящая ли-

ния 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 эксплуа-

тации под шифром «Газлифт». Она рассчитана на давление 16 МПа,

число подключаемых скважин - 8, с общей пропускной способнос-

тью по газу 24...640 тыс. м

/сут. Эта установка позволяет распреде-

лять газ по скважинам, осуществлять ручное регулирование расхода

и регистрацию параметров газа. Установка имеет блоки технологи-

ческого 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 про-

мыслу. Для этого на линиях, обычно у компрессорной станции и га-

зораспределительных будок, устанавливают влагоотделители и на-

греватели. Влагоотделитель устанавливается в наиболее низком мес-

те трубопровода. Это обычно небольшая емкость, к верхней части

которой подсоединен трубопровод рабочего агента. Нижняя часть

емкости, где скапливается влага, периодически соединяется с атмос-

ферой, и влага выжимается давлением рабочего агента (емкость

продувается).

Влага, оставшаяся в системе, в зимнее время может замерзнуть

в регулирующей аппаратуре, в трубопроводе, поэтому рекомендует-

ся обогревать наиболее опасные места трубопроводов. Для обогрева

применяются огневые нагреватели (там, где это допустимо по усло-

виям безопасности) и электрообогреватели.

Электрообогреватели встраиваются в трубопровод. Основная тру-

ба электрообогревателя покрыта асбестом, а на него уложена обмот-

ка обогрева. Обмотка покрыта вторым слоем асбеста. На эту сборку

надет кожух с теплоизоляцией. Электроэнергия подается в нагрева-

тель обычно через автомат, периодически включающий и выключаю-

щий ток. Режим работы нафевателя 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 боль-

шого давления, поступающего из газовых месторождений. Примене-

ние бескомпрессорного газлифта рационально при наличии газовых

-143-

месторождений вблизи нефтяных или при добыче газа высокого дав-

ления на самих нефтяных месторождениях. После подъема жидко-

сти газ имеет значительно меньшее давление, насыщен парами жид-

кости, поэтому использование его несколько ограничивается. В то же

время схема бескомпрессорного газлифта позволяет без больших ка-

питаловложений и без сложных компрессоров и компрессорных стан-

ций 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 / под большим давлением (15...20 МПа) поступа-

ет на пункт очистки (осушки 2), где он проходит через гидроциклон-

ные 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 транс-

портировании и редуцировании газа. От батареи газ направляется

через регулировочные штуцеры 5 в добывающие нефтяные скважи-

ны 6. После подъема жидкости газ поступает в газосепараторы пер-

вой 7 и второй 8 ступеней, откуда направляется в топливные линии и

на газобензиновый завод. Жидкость из газосепараторов направляют

в емкость 9.

Рис 4.IS. Бескомпрессорная газлифтная установка

-144-

Вопрос 4.12. Внутрискважинное оборудование

при газлифте

При компрессорном газлифте, также как и бескомпрессорном для

пуска скважины в работу требуется значительно большее давление,

чем в процессе работы. Для снижения пускового давления в скважи-

не на подъемной колонне устанавливают пусковые клапаны. При их

установке происходит ввод газа в подъемную колонну, сначала в вер-

хнюю часть колонны от уровня установки первого пускового клапа-

на, потом от второго и т. д., пока весь столб поднимаемой смеси не

будет газирован (рис. 4.17, а...е).

Все многообразие глубинных клапанов можно классифицировать

по следующим признакам:

1. По назначению:

1.1. Пусковые

1.2. Рабочие

1.3. Концевые

2. По конструкции:

2.1. Пружинные

2.2. Силбфонные

2.3. Комбинированные

S в е д е

Рис. 4.17. Схема работы пускового клапана

-145

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 пос-

леднего выжимается в насосно-компрессорные трубы через отверстия

в ниппеле. На поверхности устанавливается необходимая площадь

проходного сечения отверстий с помощью перекрытия их регулиро-

вочным кольцом. После того как к пусковому клапану подойдет газ,

он начнет поступать в насосно-компрессорные трубы, (НКТ), сме-

шается 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 боль-

шее 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.

12'

О'

1—11

11'

№

р.

L-J1

Рис. 4.18. Принципиальные схемы глубинных клапанов:

а - пружинный; б - сильфонный, срабатывающий от давления в затрубном

пространстве Р

; в - сильфонный, срабатывающий от давления в трубах Р

(подъемнике); г - комбинированный; 1 - нижнее седло клапана; 2 - нижний клапан;

3 - шток клапана; 4 - сильфонная камера; 5 - регулировочная гайка; 6 - пружина;

7 - упор пружины; 8 - отверстие в корпусе клапана; 9 - верхний клапан;

10 - верхнее седло клапана; 11 - корпус клапана; 12 - стенка НКТ

-146-

Усилие пружины, действующее на клапан 2, можно изменять

с помощью регулировочной гайки 5. Пружина пускового клапана за-

щищена кожухом.

Расстояние между пусковыми клапанами должно быть такое, что-

бы 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 насос-

но-компрессорных трубах уменьшает свой вес. Далее продолжается

отжатие жидкости в затрубном пространстве, в полости ниже второ-

го пускового клапана.

Клапаны устанавливаются на внешней поверхности труб, и для

смены или регулировки их необходим подъем всей колонны. Это не-

удобство устраняется новым методом установки газлифтных клапа-

нов (рис. 4.19), когда клапан 5 спускается внутрь подъемной колон-

ны 1, доводится до кармана 4 скважинной камеры 2 и устанавливает-

ся в нем с помощью кулачкового фиксатора 3.

В скважинное газлифтное оборудование входят

также пакер 6 и приемный клапан 7. Клапаны мо-

гут спускаться на проволоке или сбрасываться

в трубы. Подъем таких клапанов возможен без

подъема колонны насосно-компрессорных труб

и производится с помощью специальных съемни-

ков, спускаемых во внутреннюю полость подъем-

ной колонны.

Скважинное газлифтное оборудование такого

типа, предназначенное для эксплуатационной ко-

лонны 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 пуско-

выми 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

и Л-60Б-210), пакером ПН-ЯГМ, приемным кла-

паном, переводниками.

Газлифтные клапаны на рабочее давление

21 МПа имеют шифры: Г-38, Г-38Р, Г-38-70Д, Г-25,

Г-25Р, 1Г-25,1Г-25Р, Г-20, Г-20Р, где 38,25,20 - ус-

ловный диаметр клапана, мм; Р - рабочий клапан

(остальные - пусковые); Д - камера клапана за-

полнена демпфирующей жидкостью.

Рис.

4.19.

Скважинная

газлифтная камера

147

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 распространенны-

ми. Они сохраняют проходное сечение в месте установки клапана,

равным проходному сечению колонны подъемных труб. Это позво-

ляет проводить все скважинные работы (исследование, промывку

призабойной зоны, смену съемных элементов скважинного оборудо-

вания) без извлечения колонны подъемных труб.

Скважинная камера К (рис. 4.20, а) представляет собой сварную

конструкцию, состоящую из рубашки 2, выполненной из специаль-

ных овальных труб, и двух наконечников 1 с резьбой насосно-комп-

рессорных труб по ГОСТ 633.

В рубашке камеры предусмотрен карман 3 для установки кла-

панов и пробок с помощью набора инструментов канатной техни-

ки через устье скважины, герметизированное оборудованием ОУГ

80x350.

Газ или жидкость (для ингибиторного и циркуляционного клапа-

нов) поступает из затрубного пространства через перепускные отвер-

стия а камер к клапану. Клапаны и пробки уплотняются в кармане

о f г За

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

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

5 - направляющая

-148-

двумя наборами уплотнительных манжет, для которых предусмотре-

ны посадочные шейки в кармане.

Для фиксации клапанов и пробок в кармане предусмотрены спе-

циальные расточки, в которые входит фиксирующая цанга или кула-

чок фиксатора.

Камера КН (см. рис. 4.20, б) применяется для установок периоди-

ческого газлифта ЛП и имеет газоотводящий патрубок 4, соединяе-

мый с газоотводящим устройством.

Камера КТ (см. рис. 4.20, в) отличается от камеры типа К нали-

чием в верхнем наконечнике направляющей оправки 5, позволяю-

щей для посадки клапанов использовать консольный отклонитель

типа О К, обеспечивающий надежность работ в наклонных сква-

жинах.

Управляющее давление для пусковых клапанов - давление газа,

нагнетаемого в затрубное пространство скважины. При работе ука-

занных клапанов газ через отверстия проникает в полость, где, воз-

действуя на эффективную площадь сильфона, сжимает его. В резуль-

тате этого шток поднимается, и газ, открывая обратный клапан, по-

ступает в подъемные трубы, аэрируя жидкость в них.

Управляющее давление для рабочих клапанов - давление жид-

кости в колонне подъемных труб. При работе этих клапанов жид-

кость из колонны подъемных труб через отверстие в клапане посту-

пает в полость, где, сжимая сильфон, оттягивает шток от седла

и открывает клапан.

Для регулирования режима нагнетания газа предусмотрены смен-

ные дроссели.

Клапаны типов Г-38 и ГР-38 фиксируются в скважинных каме-

рах 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 проход-

ное 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-

Вопрос 4.13. Схема ШСНУ

Штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ) предназ-

начены для подъема пластовой жидкости из скважины на дневную

поверхность.

Свыше 70% действующего фонда скважин оснащены глубинны-

ми скважинными насосами. С их помощью добывается в стране око-

ло 30% нефти.

В настоящее время ШСНУ, как правило, применяют на скважи-

нах с дебитом до 30...40 м

жидкости в сутки, реже до 50 м

при сред-

них глубинах подвески 1000... 1500 м. В неглубоких скважинах уста-

новка обеспечивает подъем жидкости до 200 м

/сут.

В отдельных случаях может применяться подвеска насоса на глу-

бину 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 оборудова-

ния, насосно-компрессорных труб.

Привод предназначен для преобразования энергии двигателя

в возвратно-поступательное 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 смон-

тированы: стойка 9, на которой с помощью шарнира укреплен балан-

сир 10, имеющий на одном конце головку 12 на другом - шарнир,

соединяющий его с шатуном 7. Шатун соединен с кривошипом 5, ук-

репленном на выходном валу редуктора. Входной вал редуктора по-

средством клиноременной передачи соединен с электродвигателем 3.

Головка балансира соединена с колонной штанг с помощью канатной

подвески 13.

Устьевое оборудование I предназначено для герметизации поли-

рованного штока 14 с помощью сальника 21, направления потока

жидкости потребителю, подвешивания насосно-компрессорных труб,

-150-