Оборудование устья скважины реферат
Обновлено: 08.07.2024
Оборудование устья скважин всех типов предназначено для герметизации затрубного пространства, отвода продукции скважины, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ. Оно комплектуется в зависимости от способа эксплуатации скважин.
При фонтанном, компрессорном и бескомпрессорном способах добычи нефти оборудование устья составляется из одинаковых деталей и узлов по подобным схемам.
Фонтанная арматура рассчитана на рабочее давление: 14, 21, 35, 70 и 105 МПа, имеет диаметр проходного сечения ствола от 50 до 150мм.
Манифольд- система труб и отводов с задвижками или кранами - служит для соединения фонтанной арматуры с трубопроводом, по которому продукция скважины поступает на групповую замерную установку (ГЗУ).
Оборудование устья штанговой насосной скважины включает колонный фланец, планшайбу с подвешенными к ней насосно-компрессорными трубами. В верхнюю муфту труб ввинчивают тройник для отвода нефти (в горизонтальной плоскости), а также для вывода наружу устьевого штока, связывающего через канатную подвеску насосные штанги с головкой балансира станка-качалки. Место выхода устьевого штока из тройника герметизировано с помощью сальника, набивку которого уплотняют крышкой и пружиной.
В планшайбе предусмотрены специальные отверстия для спуска в скважину скважинных приборов, выполнения ремонтных работ и технологических операций.
Жидкость, подаваемая насосом, направляется через боковой отвод тройника 5 в выкидную линию и далее в замерную или газосе-парационную установку.
Станок-качалка- это балансирный индивидуальный механический привод штангового скважинного насоса. Его основными узлами являются рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирно подвешенная к балансиру, редуктор скривошипами и противовесами. Для обеспечения возможности изменения числа качаний станки-качалки комплектуются набором сменных шкивов.
Оборудование устья скважин, эксплуатируемых глубинными центробежными и винтовыми насосами,идентично. Крестовина навинчивается на ответную муфту колонной головки и имеет боковые задвижки. Насосный агрегат на НКТ подвешивают на специальной разъемной эксцентричной планшайбе, имеющей отверстие для кабеля. Места ввода кабеля и НКТ уплотняются разъемным корпусом и резиновым уплотнителем, который поджимается разъемным фланцем. Межтрубное пространство соединено с выкидной линией, на которой установлен обратный клапан для отвода газа при работе скважины. Задвижка позволяет спускать в скважину различные измерительные приборы и механические скребки для очистки подъемных труб от парафина. Для этого на тройнике устанавливают специальный лубрикатор. Задвижка, установленная на выкиде устьевой арматуры, служит для регулирования режима работы скважины. Давления на выкиде и в межтрубном пространстве замеряются манометрами.
Ловильное оборудование.
Инструменты предназначенные для ловли (захвата) и извлечения из скважины бурильных и НКТ, штанг, тартального каната, каротажного кабеля и других элементов оборудования, называют ловильными. Конструкции их чрезвычайно разнообразны.
Универсальный эксплуатационный метчик МЭУ предназначен для захвата с последующим извлечением оставшейся в скважине колонны насосно-компрессорных труб, оканчивающихся муфтой, путем врезания ввинчиванием во внутреннюю поверхность трубы и муфты. Ловильная резьба универсального метчика — специального профиля, конусностью 1:8. Выпускается с правой и левой резьбой.
Специальный эксплуатационный метчик МЭС предназначен для захвата с последующим извлечением оставшейся в скважине колонны насосно‑компрессорных труб (гладких и высаженных), оканчивающихся муфтой, путем врезания ввинчиванием в резьбу муфты. Ловильная резьба метчиков с профилем и размерами резьбы соответствующей насосно-компрессорной трубы, конусностью 1:16. Выпускаются с правой и левой резьбой. Ловильные метчики для колонн бурильных труб универсальные МБУ и специальные МСЭ изготовляют с резьбой под направление. Ловильная резьба универсального метчика — специального профиля, конусностью 1:16, а специального метчика — с профилем и размерами резьбы соответствующего ниппеля замка бурильных труб, конусностью 1:4 и 1:6. В остальном универсальные и специальные метчики по конструкции аналогичны метчикам для насосно-компрессорных труб.
Конструкция:
Метчик представляет собой патрубок, в верхней части которого выполнена присоединительная резьба, в нижней части наружная ловильная резьба, повторяющая профиль резьбы НКТ или замковой резьбы с большим натягом. Метчики изготавливаются из кованой легированной стали. Поверхность ловильной резьбы зацементирована и закалена.
Колокола ловильные предназначены для извлечения, оставшейся в скважине колонны бурильных или насосно-компрессорных труб. Захват происходит навинчиванием колокола на наружную поверхность труб.
Ловильные колокола по назначению подразделяются на несквозные К и сквозные КС.
Колокол КС представляет собой патрубок, в верхней части которого выполнена присоединительная резьба, а в нижней части внутренняя ловильная резьба с конусностью 1:16. Колокола изготавливаются из кованой легированной стали. В зависимости от условий применения колокола могут иметь различные конструктивные исполнения.
Сквозные колокола обеспечивают возможность пропуска сквозь корпус колокола сломанного или безмуфтового конца ловимой трубы с последующим захватом путем нарезания резьбы на наружной поверхности замков или муфты. Все колокола изготовляют правыми и левыми. Правые колокола применяют для извлечения колонны правых труб целиком и левых труб по частям (отвинчиванием); левые колокола - для извлечения колонны левых труб целиком и правых труб по частям.
Труболовки предназначены для захвата насосно-компрессорных, бурильных и обсадных труб и извлечения их целиком или по частям из нефтяных и газовых скважин при аварийных ловильных работах. Захват осуществляется путем заклинивания выдвижных плашек между внутренней или наружной поверхностью захватываемой трубой и стержнем или корпусом труболовки.
По характеру захвата труб труболовки подразделяются на две группы: внутренние (для захвата за внутреннюю поверхность) и наружные. Труболовки подразделяются на неосвобождающиеся и освобождающиеся (при необходимости освобождение инструмента от захваченных труб в скважине производится после захвата и фиксации плашек в сомкнутом положении).
Труболовки спускают в скважину на колонне бурильных труб. Внутренние и наружные освобождающиеся труболовки исполнения I и со спиральным захватным устройством состоят из механизмов захвата и освобождения, а внутренние неосвобождающиеся - только из механизма захвата. Труболовка внутренняя освобождающаяся типа ТВМ изготовляется в двух исполнениях: исполнение I — упирающаяся в торец захватываемой колонны; исполнение II — заводимая внутрь захватываемой колонны на любую глубину.
Труболовки изготовляют с резьбами левого направления, они могут извлекать колонны труб как целиком, так и по частям, предварительно отвинчивая.
Механизм захвата — шестиплашечный, состоит из плашек, стержня и наконечника, В труболовках ТВМ 60-1 механизм захвата — одноплашечный, состоит из стержня с гребенчатой насечкой, плашки и клина.
Механизм освобождения включает в себя тормозной башмак, ниппель, фиксатор, корпус и плашкодержатель, обеспечивающий синхронное перемещение плашек по наклонным плоскостям, а также удержание плашек в крайнем верхнем или сомкнутом (при освобождении) положении. В труболовке ТВМ60-1 функцию плашкодержателя выполняет поводок, ввинчиваемый в верхний торец плашки и после освобождения удерживающий плашку в сомкнутом положении. Конструкция труболовок обеспечивает их освобождение от захваченной трубы внутри скважины с фиксацией плашек в сомкнутом положении механическим устройством.
Труболовка внутренняя неосвобождающаяся типа ТВ изготавливается с резьбами правого и левого направлений. Труболовки с резьбами правого направления могут захватывать и извлекать колонну труб целиком, а труболовки с резьбами левого направления - отвинчивать и извлекать их по частям.
Овершот с запорной втулкой предназначен для залавливания за муфту насосно- компрессорных труб диаметром 60, 70 и 89 мм в колонне 5 и 6 дюймов.
Принцип работы:
Муфта НКТ, пройдя через овершот, упирается в клапан. Клапан, передвигаясь вверх, срезает штифт и запорная втулка падает на овершот. Жидкость с НКТ сливается через сливные отверстия упора и клапана. Когда аварийных труб в скважине мало, определяем заловились аварийные НКТ или нет по давлению в НКТ, для чего разгружаем инструмент, отверстия в клапане закроются за счет конусной посадки клапана и перекрытия отверстий (А и Б). Давление в НКТ возрастает. Овершоты сменные.
Ловильный инструмент неосвобождающего плашечного типа предназначен для ловли и извлечения насосных штанг и насосно-компрессорных труб из эксплуатационной колонны. Ловители изготовляют с резьбой левого направления, их применяют с центрирующими приспособлениями (воронками).
Ловители ЛКШ-114 предназначены для ловли, отвинчивания и извлечения (целиком или по частям) насосных штанг за тело или муфту в эксплуатационной колонне, а также недеформированных насосно-компрессорных труб диаметром до 48 мм.
Ловитель ЛКШТ-136 предназначен для ловли и извлечения насосно-компрессорных и насосных штанг (отдельных или расположенных в несколько рядов) из эксплуатационной колонны. Ловитель состоит из трех захватных ярусов: нижнего — для захвата насосно‑компрессорных труб диаметром 73 мм и пучка насосных штанг; среднего — для захвата насосно-компрессорных труб диаметром 48 и 60 мм и насосных штанг за муфту; верхнего — для захвата насосных штанг за тело.
Штанголовитель типа ШК предназначен для извлечения оставшейся в скважине колонны насосных штанг и устьевых штоков. Штанголовители типа ШК выпускают в двух исполнениях:
- для захвата за тело, муфту или головку насосной штанги;
- для захвата за муфту или головку насосной штанги.
Штанголовители изготовляют с резьбой правого направления; их применяют с центрирующим приспособлением (воронкой).
Штанголовитель состоит из переводника, нижнего и верхнего корпусов, соединенных между собой резьбой, нижней и верхней пружин, направляющего винта, цанги, вилки 4, плашек и воронки. На внутренней конической поверхности верхнего корпуса предусмотрена вилка с плашками для ловли штанг за тело. Плашки, перемещающиеся внутри корпуса на перьях вилки, удерживаются в крайнем нижнем положении с помощью верхней пружины.
В стенке нижнего корпуса имеются три сквозных паза для выхода перьев цанги и байонетный паз для перемещения направляющего винта.
При подъеме ловителя цанга подхватывает штангу под муфту или головку и, не вращаясь, движется вниз до упора в бурт нижнего корпуса. При этом головка направляющего винта из крайней верхней точки перемещается в вертикальный участок байонетного паза и удерживает цангу от вращения.
Штанголовители спускают в лифтовые насосно-компрессорные трубы на колонне насосных штанг.
Основные отличия газовых и нефтяных скважин. Движение газа из пласта в поверхностные установки промысла. Наземное оборудование устья газовой скважины. Освоение, исследование, капитальный ремонт эксплуатация нефтяных пластов. Виды забоев газовых скважин.
| Рубрика | Производство и технологии |
| Вид | лекция |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 27.01.2016 |
| Размер файла | 359,5 K |
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
1. ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
1.1 Основные отличия газовых скважин от нефтяных
Газовые скважины используются для:
1) движения газа из пласта в поверхностные установки промысла;
2) защиты вскрытых горных пород разреза от обвалов;
3) разобщения газоносных, нефтеносных и водоносных пластов друг от друга;
4) предотвращения подземных потерь газа.
Газовые скважины эксплуатируются в течение длительного времени в сложных, резко изменяющихся условиях. Газовые и газоконденсатные месторождения залегают в земной коре на различных глубинах: от 250 до 10000м и более. Давление газа в скважинах доходит от 100 МПа, температура газа достигает 523 К. Горное давление за колоннами на глубине 10 000 м превышает 250 МПа. В процессе освоения, исследований, капитального ремонта и во время эксплуатации скважин резко изменяются давление, температура, состав газа, движущегося в скважине.
Скважины -- дорогостоящие капитальные сооружения. В общих капитальных вложениях в добычу газа удельный вес капитальных вложений в строительство скважин может составлять 60--80%.
Газ, поступающий к забою добывающей скважины, под действием градиентов давления в пласте за счет своей потенциальной энергии поднимается на устье скважины, поэтому в течение всего срока разработки газового месторождения скважины эксплуатируются фонтанным способом.
При высоких пластовых давлениях, содержании в газе агрессивных компонентов - сероводорода, углекислоты, органических кислот и т. д., изоляция кольцевого пространства обязательна. Кольцевое пространство заполняют специально выбранными для условий данного месторождения ингибиторными жидкостями.
При необходимости эксплуатации двух или нескольких продуктивных горизонтов, отличающихся величинами давлений, дебитов, составом газа и другими параметрами, применяют раздельную эксплуатацию пластов со спуском фонтанных труб и использованием пакеров.
При эксплуатации скважин по межтрубному пространству наличие статического столба газа в фонтанных трубах позволяет непрерывно контролировать забойное давление и при необходимости очищать забой скважины продувкой ее через фонтанные трубы.
Основные причины уменьшения дебитов газовых скважин в процессе их эксплуатации
- разрушение пласта и образование песчаных пробок на забое,
- обводнение скважин вследствие проникновения на забой контурных или подошвенных вод,
- накопление конденсата в призабойной зоне и на забое и связанное с этим уменьшение фазовой проницаемости для газа,
- разбухание глинистого материала в призабойной зоне вследствие его контакта с конденсационной и пластовой водой и уменьшение проницаемости призабойной зоны,
- закупорка части перфорационных отверстий в процессе эксплуатации и др.
Физические свойства газа -- плотность и вязкость, их изменение в зависимости от давления и температуры существенно отличается от изменения плотности и вязкости нефти и воды. Во многих случаях плотность газа значительно меньше плотности нефти и воды, а коэффициент динамической вязкости газа в 50--100 раз меньше, чем у воды и нефти.
Различие плотностей газа и жидкостей вызывает необходимость спуска кондуктора в газовых скважинах на большую глубину, чем в нефтяных, для предотвращения разрыва газом горных пород, загрязнения водоносных горизонтов питьевой воды, выхода газа на дневную поверхность.
Глубину спуска кондуктора в газовых скважинах h (в м) можно определить подбором из равенства
газовый нефтяной скважина наземный
где L -- глубина скважины; R -- удельная газовая постоянная; Т -- средняя температура на длине (L- h); ссp - средняя объемная плотность горных пород разреза на длине h; рн -- начальное пластовое давление газа; g -- ускорение свободного падения, или приближенно по формуле :
h = свL/сср 0,425L, (7.2)
где св -- плотность пластовой воды.
Малая вязкость газа вызывает необходимость принимать особые меры по созданию герметичности как обсадных колонн, так и межтрубного пространства газовых скважин.
Герметичность колонн обсадных труб достигается различными способами: применением резьбовых соединений на концах труб и муфтах со специальной трапецеидальной формой поперечного сечения с тефлоновыми уплотнительными кольцами, использованием фторопластовой уплотнительной ленты, герметизирующих уплотнительных составов для муфтовых соединений типа УС-1, ГС-1. Герметичность заколонного пространства скважин обеспечивается применением цементов определенных марок, дающих газонепроницаемый, трещиностойкий цементный камень.
Конструкция и оборудование газовых и газоконденсатных скважин имеют много общего с нефтяными скважинами, которые эксплуатируются фонтанным способом. В обоих случаях оборудование скважин состоит из колонны подъемных труб, спускаемых до фильтровой зоны, и устьевой фонтанной арматуры. Вместе с тем имеются определенные отличия газовых и нефтяных скважин, обусловленные отличиями свойств нефти и газа.
- Плотность и вязкость газа в сотни и тысячи раз меньше плотности и вязкости нефти.
- Скорость движения газа в стволе скважины в 5 -25 раз больше, чем скорость нефти. Давление на устье газовой скважины почти не отличается от забойного давления и является весьма высоким.
- Добыча газа происходит только фонтанным способом.
- Газ некоторых месторождений содержит в своем составе агрессивные компоненты (сероводород и углекислый газ).
1.2 Наземное оборудование газовых скважин
Оборудование устья газовой скважины предназначено для соединения верхних концов обсадных колонн и фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства и соединений между деталями оборудования, осуществления мероприятий по контролю и регулированию технологического режима эксплуатации скважин.
Оно состоит из трех частей:
1) колонной головки,
2) трубной головки
3) фонтанной елки.
Колонная головка соединяет верхние концы кондуктора и эксплуатационной колонны, герметизирует межтрубное пространство, служит опорой трубной головки с фонтанной елкой.
Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки и устанавливается на колонную головку
Трубная головка служит для подвески фонтанных труб и герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами. На трубную головку непосредственно устанавливают фонтанную елку крестовикового или тройникового типа.
Фонтанная елка монтируется выше верхнего фланца трубной головки. Она предназначена для:
1) освоения скважины;
2) закрытия скважины;
4) контроля и регулирования технологического режима работы скважины.
Основной элемент фонтанной елки крестовикового типа -- крестовина, а тройниковой елки -- тройник. На ней монтируются штуцеры, термометры, установки для ввода ингибитора гидратообразования и коррозии, устьевой клапан-отсекатель.
Межтрубные пространства уплотняются кольцевыми прокладками. Нижние боковые отводы от трубной головки предназначены для обработки скважины и замера межтрубного давления. Из двух отводов фонтанной елки один рабочий, второй резервный.
Фонтанная арматура (елка) тройникового типа имеет два тройника. Верхний -- рабочий, нижний -- резервный. Применяется в особо сложных условиях эксплуатации скважины - при наличии твердых взвесей в потоке газа, вызывающих абразивный износ оборудования, газообразных или жидких коррозионных агентов (углекислый газ, сероводород, пропионовая, масляная или другие кислоты жирного ряда), при резких колебаниях давления и температуры.
Фонтанная арматура выпускается на рабочие давления 4; 4,5; 12,5; 20; 30; 70; и 100 МПа. Устьевой клапан-отсекатель (К-301) предназначен для автоматического перекрытия выходной линии от скважины (шлейфа) при аварийном повышении давления до него или понижении давления после него (в шлейфе).
Оборудование устья скважины как при компрессорном, так и при бескомпрессорном и фонтанном способах добычи нефти
составляется из одинаковых деталей и узлов по подобным схемам.
На устье скважины монтируется так называемая фонтанная арматура. Арматура делится на две части: трубную головку и фонтанную елку (рисунок 1).
Содержание
ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………..3 1. Оборудование устья скважины, эксплуатируемой
газлифтным и фонтанным способами…………………………………….4
2. Устьевое оборудование при эксплуатации скважин штанговыми
скважинными установками (СШНУ)…………………………………………… 11
3. Оборудование устья при эксплуатации скважин установками электрических погружных центробежных насосов (УЭЦН)……………………16
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ. 22
Вложенные файлы: 1 файл
реферат .doc
1. Оборудование устья скважины, эксплуатируемой
газлифтным и фонтанным способами…………………………………….4
2. Устьевое оборудование при эксплуатации скважин штанговыми
скважинными установками (СШНУ)…………………………………………… 11
3. Оборудование устья при эксплуатации скважин установками электрических погружных центробежных насосов (УЭЦН)……………………16
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАНЫХ ИСТОЧНИКОВ. . 22
Подъем по скважине нефти, газа, воды, конденсата или их смеси, а также нагнетание в пласт воды, газа, теплоносителя осуществляется с помощью оборудования, часть которого спущена в скважину, а часть расположена на поверхности, т. е. на устье, например, фонтанная арматура, или на прискважинной площадке — манифольд. [3]
Современные методы добычи флюидов или скважинной жидкости (в том числе нефти) делятся на:
1) фонтан (выход флюида осуществляется за счёт разности давлений)
3) установку электроцентробежного насоса (УЭЦН)
4) установку штангового насоса (УШГН)
Удельный вес применения каждого из видов перечисленного оборудования в разных странах и регионах весьма различен. В России более 70 % нефтяных скважин эксплуатируются штанговыми насосами, менее 20 % — бесштанговыми и около 10%—фонтанным и газлифтным способами.
Однако по количеству добываемой нефти первое место занимает фонтанный способ, с помощью которого добывается более половины нефти и практически весь газ газовых месторождений. [5]
- Оборудование устья скважины, эксплуатируемой газлифтным и фонтанным способами.
Оборудование устья скважины как при компрессорном, так и при бескомпрессорном и фонтанном способах добычи нефти
составляется из одинаковых деталей и узлов по подобным схемам.
На устье скважины монтируется так называемая фонтанная арматура. Арматура делится на две части: трубную головку и фонтанную елку (рисунок 1).
Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке и предназначается для подвески одной или нескольких колонн насосно-компрессорных труб и герметизации на устье межтрубных пространств. Через трубную головку подается
жидкость или газ в межтрубные пространства, контролируется
давление в них и выполняются необходимые исследования скважины.
Фонтанная елка монтируется на трубной головке и предназначается для направления отбираемых из скважины жидкости и газа в манифольд, а также для регулирования и контроля работы фонтанной скважины.
Основными деталями и узлами арматуры являются: крестовина 1, имеющая два боковых отвода, тройник 2, имеющий один боковой отвод, переводник трубной головки 3, запорное устройство 4 , дроссель 5, фланец под манометр 5, трехходовой кран 7 и манометр 8.
1 – крестовина; 2 – тройник; 3 – переводник трубной головки; 4 – запорное устройство; 5 – дроссель; 6 – фланец; 7 – трехходовой кран; 8 - манометр
Рисунок 1 - Конструкция устьевой арматуры фонтанной скважины
через переводник трубной головки 9. Катушка или переводной фланец служат для подвески насосно-компрессорных труб или для перехода с одного размера деталей арматуры на другой. Запорные устройства необходимы для полного перекрытия или открытия проходного сечения ствола или отвода.
Регулирование параметров потока неполным закрытием задвижки не допускается. Для регулирования параметров потока и, следовательно, режима работы скважины используются специальные узлы-дроссели.
Вертикальная, стволовая часть арматуры может иметь отводы в одну сторону (через тройники) или в две стороны (через крестовины). По этому признаку арматура делится на тройниковую и крестовую.
Необходим тщательный выбор схем, конструкции узлов материалов деталей фонтанирующих скважин.
Жидкость и газ часто вызывают интенсивную коррозию арматуры, которая приводит к авариям. Ликвидация таких аварий требует больших затрат средств и времени. А масса и стоимость арматуры, устанавливаемой на одной скважине, велика. При выборе и разработке арматуры необходимо учитывать и эти факторы.
Тройники, переводники, крестовины и фланцы, как и корпуса запорных устройств, отливают из стали. Уплотнение между фланцами арматуры - кольцевая металлическая прокладка овального сечения. Она должна быть меньшей твердости, чем материал фланца.
Арматура устья скважины соединяется с промысловыми трубопроводами манифольдом.
Разработаны типовые схемы обвязки устья манифольдами.
На рисунке 2 показана наиболее простая схема. Более сложные
1 – предохранительные клапаны; 2 – вентили; 3 – запорные устройства; 4 – регулируемый штуцер
Рисунок 2 - Обвязка устьевой арматуры фонтанной скважины узлами манифольда
схемы предназначены для обвязки выкидных линий, кольцевого и затрубного пространства.
Схемы составлены из типовых узловых сборок. На рисунке 2 показаны сборки I, II, III, IV, а всего их девять.
Манифольды имеют запорные устройства 3, регулируемый штуцер 4 , предохранительные клапаны 1, крестовины, тройники, вентили 2 для изменения давления, подсоединения приборов и т.д.
Применяются три типа запорных устройств арматуры устья: клиновые задвижки (рисунок 3), прямоточные задвижки (рисунок 4) и краны (рисунок 5).
Клиновая задвижка наиболее простая, но имеет существенные недостатки: в открытом положении клин 7 поднят выше проходного отверстия, и уплотняющие поверхности клина и кольца в корпусе практически омываются потоком смеси, поступающей из скважины. При этом происходят коррозия и эрозия мест уплотнения. Открытая полость задвижки представляет собой местное сопротивление с расширением. Здесь образуются вихри и создаются условия для выпадения солей и механических примесей.
В прямоточных задвижках в закрытом и открытом состоянии (в последнем состоянии отверстие устанавливается по оси канала
корпуса) уплотняющие поверхности закрыты. Две половинки плашки 10 разжимаются пружинами и прижимаются к корпусу. Канал не изменяет своего диаметра. Задвижка заполнена густым маслом, а полости 7 — смазкой, которая поступает к местам уплотнения плашек под давлением среды, передаваемым через поршни 6.
1—маховик; 2—крышка манжеты;3 —манжета;4—шпиндель и его бурт осевой опоры; 5 — крышка задвижки;6—прокладка; 7 — клин; 8 — корпус;9 —кольцо
Рисунок 3 - Клиновая задвижка
1— маховик; 2 — корпус подшипника; 3 — крышка задвижки; 4 — шпиндель; 5 — прокладка; 6 — поршень; 7 — щека корпуса; 8 — гайка плашек; 9 — втулка; 10 — плашка; 11 — корпус
Рисунок 4 - Прямоточная задвижка
Кран обладает теми же достоинствами, что и прямоточная задвижка, но для его закрытия не требуется длительного вращения маховика. Изготовление его должно быть более точным, смазку надо применять только рекомендуемую и менять ее часто, иначе возможно заклинивание конуса.[2]
2. Устьевое оборудование при эксплуатации скважин штанговыми скважинными установками (СШНУ).
Схема СШНУ представлена на рисунке 6. Оборудование СШНУ состоит из двух частей: наземного и подземного. Наземное оборудование состоит из станка-качалки, привода, станции управления и устьевой арматуры. Подземное оборудование включает в себя колонну НКТ, колонну штанг, глубинный насос и, при необходимости, другие элементы (хвостовик, газовый или газопесочный якорь, якорь для фиксации колонны НКТ в обсадной колонне и т.п.).
Основным элементом наземного оборудования является станок-качалка, состоящий из балансира 2, головки балансира 3, стойки 4, шатуна 5, кривошипа 6, редуктора 7, приводного двигателя 8, тормоза 9 и противовесов 10. Управление наземным оборудованием осуществляется специальной станцией 1. Станок-качалка, редуктор и приводной двигатель монтируются на металлической раме 11, устанавливаемой на бетонном фундаменте 12.
Головка балансира 3 имеет канатную подвеску 13, соединенную с полированным штоком 15 с помощью траверс 14. Устье скважины оборудовано устьевой арматурой 16. Станок-качалка предназначен для восприятия нагрузок, действующих в точке подвеса штанг (ТПШ) в течение
насосного цикла, и преобразования вращательного движения ротора приводного двигателя в возвратно-поступательное движение головки балансира. Редуктор 7 предназначен для снижения числа оборотов приводного двигателя 8 и повышения крутящего момента на выходном валу,
на котором закреплены кривошипы 6. Кривошипы 6 соединены шатунами 5 с балансиром 2.
На входном валу редуктора имеется шкив, соединенный клиноременной передачей со шкивом приводного двигателя 8. В системе имеется также тормоз 9. Приводной двигатель устанавливается и закрепляется на салазках.
При необходимости изменения числа качаний балансира заменяется размер шкива на приводном двигателе. Изменение длины хода полированного штока 15 (перемещения головки балансира) осуществляется изменением радиуса кривошипа 6 перестановкой шатуна 5, для чего кривошип имеет несколько отверстий. Кроме того, кривошип имеет устройство, позволяющее перемещать вдоль него противовесы 10, добиваясь наилучшего уравновешивания нагрузок, действующих в ТПШ.
В настоящее время промышленностью выпускается значительное количество типоразмеров станков-качалок (СК), отличающихся грузоподъемностью, длиной хода полированного штока и числом качаний, предназначенных для эксплуатации скважин различных категорий.
Устьевая арматура 16 имеет выкидной манифольд, манифольд затрубного пространства, а также сальниковое устройство, через которое проходит полированный шток 15.
Подземное оборудование включает колонну штанг 17, предназначенную для передачи возвратно-поступательного движения головки балансира плунжеру 19 глубинного насоса, а также для восприятия нагрузок, действующих на штанги в течение насосного цикла. Имеется колонна НКТ 18, на нижнем конце которой закреплен цилиндр насоса 22. Плунжер глубинного насоса имеет один или два нагнетательных клапана 20, а цилиндр насоса — всасывающий клапан 2. К приему насоса закреплен хвостовик 23.
Цилиндр скважинного насоса имеет различное конструктивное оформление, а внутренняя его поверхность тщательно обработана, равно как и наружная поверхность плунжера. Вместе они составляют пару трения.
Как видно из рисунка 6, при ходе головки балансира вверх плунжер также перемещается вверх; при этом нагнетательный клапан 20 закрывается под действием веса продукции скважины, находящейся в НКТ. При снижении давления в цилиндре насоса до величины, меньшей, чем давление на приеме (давление в скважине перед всасывающим клапаном), всасывающий клапан 21 открывается и цилиндр насоса заполняется скважинной продукцией (такт всасывания). При ходе плунжера вниз давление в цилиндре насоса повышается, всасывающий клапан закрывается, а когда давление в цилиндре насоса (под плунжером) становится большим, чем давление над плунжером, открывается нагнетательный клапан, и продукция из цилиндра через плунжер перетекает в колонну НКТ (такт нагнетания). Затем цикл повторяется.
Следует отметить, что колонна штанг работает в очень сложных условиях, связанных не столько с длительным контактом со скважинной продукцией, сколько со сложными и переменными во времени нагрузками (растягивающими, сжимающими, изгибающими и крутящими). Расчет колонны штанг с учетом всех действующих нагрузок является сложной физической задачей.[1]
После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности). Одним из таких способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт.
Использование газлифтного способа эксплуатации скважин в общем виде определяется его преимуществами.
1. Возможность отбора больших объемов жидкости практически при всех диаметрах луатационных колонн и форсированного отбора сильнообводненных скважин.
2. Эксплуатация скважин с большим газовым фактором, т.е.использование энергии пластового газа, в том числе и скважин с забойным давлением ниже давления насыщения.
3. Малое влияние профиля ствола скважины на эффективность работы газлифта, что особенно важно для наклонно на правленных скважин, т.е. для условий морских месторождений и районов освоения Севера и Сибири.
4. Отсутствие влияния высоких давлений и температуры продукции скважин, а также наличия в ней мехпримесей (песка) на работу скважин.
5. Гибкость и сравнительная простота регулирования режима работы скважин по дебиту.
6. Простота обслуживания и ремонта газлифтных скважин и большой межремонтный период их работы при использовании современного оборудования.
7.Возможность применения одновременной раздельной эксплуатации, эффективной борьбы с коррозией, отложениями солей и парафина, а также простота исследования скважин.
Указанным преимуществам могут быть противопоставлены недостатки.
1. Большие начальные капитальные вложения в строительство компрессорных станций.
2. Сравнительно низкий коэффициент полезного действия (КПД) газлифтной системы.
3. Возможность образования стойких эмульсий в процессе подъема продукции скважин.
Исходя из указанного выше, газлифтный (компрессорный) способ ксплуатации скважин, в первую очередь, выгодно использовать на крупных месторождениях при наличии скважин с большими дебитами и высокими забойными давлениями после периода фонтанирования.
Область применения
Область применения газлифтных скважин
Область применения газлифта – высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях (например, затопляемость, паводки, болота и др.). Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.
Логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности. Если притекающую пластовую энергию, характеризуемую газовым фактором, дополняют энергией газа, закачиваемого в скважину с поверхности, происходит искусственное фонтанирование, которое называется газлифтным подъемом, а способ эксплуатации – газлифтным.
Газлифтная (компрессорная) эксплуатация нефтяных скважин осуществляется путем закачки в скважину газа; метод эксплуатации носит название газлифтный. Газ в нефтяную скважину можно подать под давлением без его дополнительной компрессии из газовых пластов. Такой способ называют бескомпрессорным.
Принцип действия газлифта. В скважину опускают два ряда насосных труб. По затрубному пространству между наружной и внутренней трубами подают под давлением газ или воздух. Наружную трубу называют воздушной. Внутреннюю трубу, по которой нефть в смеси с газом или воздухом поднимается на поверхность, называют подъемной. Подъемная труба имеет меньшую длину по сравнению с воздушной. До закачки газа жидкость в подъемной и воздушной трубах находится на одном уровне. Этот уровень называют статическим – Нст. В этом случае давление жидкости на забое соответствует пластовому давлению.
По воздушной трубе (затрубному пространству) в скважину под давлением этого газа жидкость полностью вытесняется в подъемную трубу, после этого газ проникает в подъемную трубу и перемешивается с жидкостью. Плотность газированной жидкости уменьшается и по мере ее насыщения газом достигается разность в плотности газированной и негазированной жидкостей.
Вследствие этого более плотная (негазированная) жидкость будет вытеснять из подъемной трубы газированную жидкость. Если газ подавать в скважину непрерывно, то газированная жидкость будет подниматься и выходить из скважины в систему сбора. При этом в затрубном пространстве подъемной трубы устанавливается новый уровень жидкости, называемый динамической высотой:
При этом давление из башмака подъемной трубы
где L – длина подъемной трубы;
h0- расстояние от устья скважины до динамического уровня;
hп = L – h0 - глубина погружения подъемной трубы в жидкость.
Применяют газлифты однорядные и двухрядные
В однорядном в скважину опускают только одну колонну труб, по которой газожидкостная смесь поднимается из скважины на поверхность. В двухрядном подъемнике в скважину опускают две насосные колонны труб. По затрубному пространству этих колонн с поверхности подают газ, а по внутренней колонне труб на поверхность поднимается газожидкостная смесь. Однорядный подъемник менее металлоемок, но в нем нет достаточных условий для выноса песка с забоя скважины. Поэтому однорядный подъемник применяется на скважинах, эксплуатируемых без воды и выноса песка. В двухрядном подъемнике вынос газожидкостной смеси происходит по внутренней трубе меньшего диаметра. За счет этого возрастают скорости подъемника газожидкостной смеси и улучшаются условия для выноса из скважины воды и песка. Поэтому, несмотря на увеличение металлоемкости, двухрядные подъемники применяют на сильно обводненных скважинах при наличии на забое большого количества песка[6].
Для оборудования газлифтных подъемников применяют НКТ следующих диаметров: в однорядных подъемниках – от 48 до 89 мм и редко 114 мм, в двухрядных подъемниках – для наружного ряда труб 73, 89 и 114 мм, а для внутреннего – 48, 60 и 73 мм. При выборе диаметров НКТ необходимо иметь в виду, что минимальный зазор между внутренней обсадной колонны и наружной поверхностью НКТ должен составлять 12 ¸15 мм.
Оборудование устья компрессорных скважин
Устье газлифтной скважины оборудуют стандартной фонтанной арматурой, рабочее давление, которой должно соответствовать максимальному ожидаемому на устье скважины. Арматуру до установки на скважину опрессовывают в сборном виде на пробное давление, указанное в паспорте. После установки на устье скважины ее опрессовывают на давление, допустимое для опрессовки эксплуатационной колонны, при этом независимо от ожидаемого рабочего давления арматуру монтируют с полным комплектом шпилек и уплотнений. Под ее выкидными и нагнетательными линиями, расположенными на высоте, устанавливают надежные опоры, предотвращающие падение труб при ремонте, а также вибрацию от ударов струи.
Обвязка скважины и аппаратура, а также газопроводы, находящиеся под давлением, должны отогреваться только паром или горячей водой.
Пуск газлифтных скважин (на примере двухрядного подъемника).
При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве колонн НКТ оттесняется вниз, а вытесняемая перетекает в трубы малого диаметра из эксплуатационной колонны, в результате чего уровень в ней становится ниже статического. Поэтому давление на забое становиться выше пластового и часть жидкости поглощается пластом. На любой момент времени давление закачиваемого газа соответствует гидростатическому давлению столба жидкости высотой, равной разности уровней в трубах малого диаметра (или затрубном пространстве) и межтрубном пространстве.
По мере нагнетания газа увеличивается разность уровней и возрастает давление заканчиваемого газа. Давление закачиваемого газа во время достижения уровня жидкости в межтрубном пространстве башмака подъемных труб будет максимальным. Это давление называется пусковым – Рпус. Как только начнется, излив газожидкостной смеси, давление на башмаке подъемных труб уменьшится. Среднее давление нагнетаемого газа при установившемся режиме газлифтной скважины называется рабочим Рр
Таким образом, запуск газлифтных скважин осуществляется продавкой газом из газораспределительного пункта (ГРП) или от передвижных компрессоров. Для снижения пускового давления в современных газлифтных установках применяют последовательное газирование участков лифта через пусковые газлифтные клапаны. Для повышения эффективности периодического газлифта может применяться плунжер – своеобразный поршень, движущийся в трубах одноразмерной колонны с минимальным зазором 1,5¸2,0 мм, чтобы уменьшить величину стекания жидкости по стенкам труб и отделяющий поднимаемый столб жидкости от газа. При ударе о верхний амортизатор, расположенный в плунжере, клапан автоматически открывается, и плунжер падает вниз. При ударе о нижний амортизатор происходит закрытие клапана, и плунжер готов к следующему циклу. Плунжерный лифт может работать также с периодической подкачкой газа в затрубное пространство.
Плунжерный лифт можно использовать также при непрерывном газлифте и фонтанной эксплуатации скважины. В других установках, например при эксплуатации скважин гидропакерным автоматическим поршнем, последний не имеет проходного отверстия и после перемещения к устью скважины нагнетательным газом падает вниз после прекращения подачи газа. Зазор между поршнем и колонной НКТ – 2,5 – 4 мм. Дебит скважин – 1÷20 т/сут.
Установки плунжерного лифта изготавливаются на Ижевском механическом заводе (диаметр плунжера 58,5 мм, глубина спуска 4000 м), осваиваются на Томском электромеханическом заводе им. В.В. Вахрушева.
В настоящее время распространение установок периодического газлифта невелико.
Читайте также: