Главная | Обратная связь

Суть і різновиди газової експлуатації, газопостачання

та обладнання газліфтних свердловин.

План.

1. Періодичний газліфт.

2. Обладнання газліфтних свердловин.

3. Основні промислові об’єкти для газліфтної експлуатації і автоматизації.

 

1. Якщо під час розробки покладу знижується пластовий тиск, то для підтримування видобутку нафти на досягнутому рівні і підвищення ефективності роботи газліфта доводиться зменшувати вибійний тиск і опускати підіймальні труби до вибою. Найефективніша робота газліфта має місце за відносного занурення підіймальних труб під рівень рідини, а зі зменшенням тисків питома втрата запомпонованого газу істотно зростає. Тому за малих тисків газліфтна експлуатація енергетично і економічно не вигідна. За таких умов необхідно перевести роботу свердловини на насосний спосіб експлуатації. А в разі умов газліфтного господарства особливо за наявності великого пластового газового фактору доцільно перевести свердловину роботу з безперервного газліфта в періодичний. Переведення із неперервного газліфта на періодичний. Переведення із безперервного газліфта на періодичний рекомендується здійснювати за загальної питомої витрати газу понад 200м³ на 100м глибини опускання 73мм. підіймальних труб коли дебіт менше 20т/добу (по Україні). Вибір способу експлуатації свердловини або переведення з одного способу на інший обґрунтовують техніко-економічними розрахунками. Відомо декілька різновидів періодичного газліфта.

Найпростіший різновид періодичного газліфта без каме­ри заміщення─ так званий проміжний (який чергується) газ­ліфт. Свердловина фактично обладнується устаткуванням звичайного неперервного газліфта, але на лінії газоподавання встановлюється автомат, за допомогою якого здійснюється періодичне подавання газу в затрубний простір. Проміжний газліфт працює періодично на режимі повторних пусків.

Ефективність роботи періодичного газліфта без камери заміщення можна підвищити встановленням пакера для відді­лення затрубного простору від вибою, використанням робочо­го газліфтного клапана для введення газу із затрубного прос­тору в підіймальні труби й встановленням зворотного клапана на кінці НКТ для усунення передачі високого тиску суміші на вибій.

Ефективніший у цьому плані є періодичний газліфт із камерою заміщення (в нижній частині труби зовнішнього ряду мають більший, діаметр, а на їх закінченні встановлено зворо­тний клапан). Його ще називають насосом заміщення, ліфтом заміщення або камерним газліфтом, у якому рідина, що нако­пичилася, заміщається газом. Ліфт заміщення дає змогу екс­плуатувати свердловини за дуже низьких вибійних тисків (до 0,1 МПа) незалежно від значення коефіцієнта продуктивності.

До періодичної газліфтної експлуатації відносять також плунжерний і гідропакерний ліфти, що працюють без пода­вання газу у свердловину. їх робота, яка базується на викори­станні тільки пластового газу, що притікає разом з нафтою, можлива, як правило, у випадку розробки покладу на режимі розчиненого газу. Плунжерний і гідропакерний ліфти варто розглядати як перехідні до механізованого (газліфтного або насосного) способів експлуатації.

УКПН─ установка комплексної підготовки нафти;

УПГ─ установка підготовки газу;

ГПЗ─ газопереробний завод;

КС─ компресорна станція;

РГ─ розподільна гребінка.

 

 

Лекція №18.

Обладнання штангової насосної свердловини.

План.

1. Видобуток нафти установками штангових насосів.

2. Конструкція штангового насосу.

 

1. Примусовий підйом нафти зі свердловин за допомогою насосів є найбільш тривалим у житті родовища.

Одним з різновидів цього способу є видобуток нафти установками штангових глибинних насосів (УШГН).

УШГН являє собою поршневий насос одинарної дії, шток якого зв'язаний колоною штанг із наземним приводом─ верстатом-качалкою. Останній містить у собі кривошипно-шатунний механізм, що перетворить обертальний рух первинного двигуна в зворотно-поступальний рух і повідомляє його колоні штанг і плунжеру насоса.

Здійснення способу виробляється за допомогою установки, схема якої приведена. Підземне устаткування складають: насосно-компресорні труби, насос, штанги, пристрої для боротьби з ускладненнями.

До наземного устаткування відноситься привід (станок-качалка), гирлова арматура, робочий маніфольд.

Установка працює в такий спосіб. При ході плунжера нагору в циліндрі насоса знижується тиск і нижній (усмоктувальний) клапан піднімається, відкриваючи доступ рідини (процес усмоктування). Одночасно стовп рідини, що знаходиться над плунжером, притискає до сідла верхній (нагнітальний) клапан, піднімається нагору і викидається з НКТ у робочий маніфольд (процес нагнітання).

При ході плунжера униз верхній клапан відкривається нижній клапан тиском рідини закривається, а рідина що знаходиться в циліндрі, перетікає через порожній плунжер у НКТ.

Розглянемо пристрій і роботу окремих вузлів УШГН.

Приводи класифікуються: а) по роду використовуваної енергії─на механічні, гідравлічні, пневматичні; б) по числу свердловин, що обслуговуються - на індивідуальні і групові; в) по типу первинного двигуна─ на електричні і теплові.

Верстат-качалка є індивідуальним приводом штангового глибинного насоса, що спускається в свердловину і зв'язаного з приводом гнучким механічним зв'язком─ колоною штанг.

У конструктивному відношенні верстат-качалка являє собою чотирьох звінний механізм, що перетворить обертальний рух первинного двигуна в зворотно-поступальний рух колони штанг.

Верстат-качалка складається з ряду самостійних вузлів.

Рама призначена для установки на ній всього устаткування СК і виконується з профільного прокату у виді двох полозів, з'єднаних поперечниками, і має спеціальну підставку під редуктор. У рамі маються отвори для кріплення до фундаменту.

Стійка є опорою для балансира і виконується з профільного прокату у виді чотиригранної піраміди. Ноги стійки зв'язані між собою поперечками. Знизу стійка кріпиться до рами чи зварюванням болтами, зверху несе плиту для кріплення осі балансира за допомогою двох скоб.

Балансир призначений для передачі обернено поступального руху колоні штанг. Виконується з профільного прокату двотаврового перетину і має одно балкову чи двох балкову конструкцію. З боку свердловини балансир закінчується поворотною голівкою.

Опора балансира─вісь, обидва кінці якої встановлені в сферичних роликопідшипниках, розташованих у чавунних корпусах. До середньої частини осі, що має квадратний перетин, приварена планка, через яку опора балансира за допомогою болтів з'єднується з балансиром.

Траверс виконує роль сполучного ланки між кривошипно-шатунним механізмом і балансиром і конструктивно виконується у виді прямолінійної балки з профільного прокату. Кріплення до балансира шарнірне за допомогою сферичного роликопідшипника.

Шатун─трубна заготівля зі спеціальними голівками по кінцях; за допомогою верхньої голівки шатун з'єднується пальцем із траверсою, нижньої - кривошипом через палець і сферичний підшипник.

Кривошип─основний елемент кривошипно-шатунного механізму, призначений для перетворення обертального руху вала редуктора в зворотно-поступальні колони штанг. Виконаний у виді прямокутних пластин з отворами для кріплення до шатунів і відомого вала редуктора. Постачений пазами для установки і переміщення противаг.

Канатна підвіска є гнучкому ланкою між колоною штанг і балансиром. Складається з двох траверс─верхньої і нижній, розділеними втулками затисків канатів. На верхній траверсі лежить вузол кріплення полірованого штока. Траверси можуть бути розсунуті гвинтами для установки динамографа.

Клинопасова передача ВК передбачає застосування клинових ременів типів О,А,Б,В,Г. Правильний вибір типу ременя забезпечує довговічність роботи передачі.

Шківи виконують швидкозмінними за рахунок конусного розточення тіла і застосування конусної втулки, що закріплюється гайкою.

Поворотні салазкиє рамою для двигуна, що кріпиться в похилому положенні, що забезпечує зміну міжцентрової відстані між осями валів і, отже, натяг ременів.

Гальмо двох колодкової конструкцій зміцнюється на гальмовому барабані і приводиться в дію ходовим гвинтом. Рукоятка гальма з метою безпеки винесена в кінець рами верстата-качалки.

 

2. Свердловинний насос складається з циліндра, поршня і клапанів усмоктувального і нагнітального. При ході поршня нагору в циліндрі насоса створюється розрядження, у результаті якого тиск рідини поза насосом виявляється вище, ніж усередині. Це змушує всмоктувальний клапан відкриватися і впустити в циліндр насосів порцію рідини.

Одночасно, що знаходиться над поршнем рідина натискає на нагнітальний клапан, притискаючи його до сідла, і разом з поршнем переміщається нагору. Через визначену кількість ходів нагору (циклів) відбудеться заповнення колони насосно-компресорних труб і рідина почне надходити в гирловий трубопровід.

При ході вниз плунжер у насосах даного типу не робить роботи з підйому рідини: відбувається стиск рідини, що заповнила циліндр, закриття усмоктувального і відкриття нагнітального клапанів і рівчак рідини з підпоршневої і надпоршневу область насоса.

 

 

Лекція №19.

Обладнання штангової насосної свердловини.

План.

1. Експлуатація свердловин обладнаних (УШГН).

2. Видобуток нафти безштанговими свердловинними насосами.

3. Коефіцієнт подачі штангового глибинного насосу.

 

1. Параметри УШГН: 1) типорозмір насосу; 2) глибина спуску; 3) величина занурення під динамічний рівень; 4) довжина ходу і число ходів полірованого штока; 5) навантаження на колону штанг.

Статичний рівень─рівень нафти в трубах без видобутку. Динамічний рівень─ це рівень нафти в свердловині при видобутку близькому до продуктивності свердловини.

Проектування оптимального режиму виробляється за даними дослідження розраховуємо добувні можливості свердловини. Визначення показників при оцінці роботи, теоретична продуктивність насосу Q_т при діаметрі D і довжині ходу L, число ходів n, ККД η.

Коефіцієнт подачі

 

 

Занурення насосу h_п─ різниця вимірів глибини підвіски насосу і динамічного рівня:

Дійсна продуктивність насосу:

Коефіцієнт подачі залежить від:

- величини витоків рідини;

- витоки на різних сполученнях труб;

- зазор між плунжером і циліндром;

- у клапанах

- неповне заповнення рідинного циліндра (утворюється „мертвий простір”)

„Мертвий простір” ─ це обсяг у циліндрі насосу створений дном циліндра і граничним положенням плунжера у ході вниз.

При роботі насоса мертвий простір заповнюється газом і виключається з обсягу циліндра, тому існує поняття коефіцієнту наповнення:

де V_к─ об’єм камери наповнення.

Глибина занурення насосу залежить від виду і об’єму води і газу в нафті. Зворотно-поступальний рух плунжера повідомляється колоною штанг. Робота виконана при ході напору буде витрачена на підйом колони штанг Р_ш і рідини на висоту L: A_в= (Р_ш + Р_р)∙L; A_н= -Р_ш ∙L.

Таким чином виникають нерівномірні навантаження. Вирівнювання навантаження здійснюється зрівноваженням установки. Вага колони штанг визначається за співвідношенням:

Р_ш=q_iL_i + q₂L₂ +…+q_iL_i.

де q_i─ вага погонного метра.

Вага рідини визначається за формулою:

де F─ площа перетину плунжера [дм²]

L─ глибина установки [м]

ρ─ густина

g─ прискорення вільного падіння.

Максимальне навантаження на головку балансира:

P_max=P_p + P_ш (в + m)

в─ коефіцієнт втрати ваги штанг у рідині;

m─ фактор динамічності, що характеризує напруженість роботи верстата-качалки.

S─ довжина ходу

n─ число подвійних ходів.

 

2. Головна відмінність механічного зв’язку між приводом і самим насосом.

Струминний насос.

По конструктивному виконанню УЕЦН підрозділяють на групи: 1) експлуатація нафтових обводнених свердловин до 0,1 г/л; 2) зносостійке виконання для сильно обводнених свердловин, вміст механічних домішок 0,5 г/л; 3) відкачування рідини з водневим показником РН=5─8,5 і вмістом до 1,25 г/л сірководню.

По величині поперечного габариту поділяють на: 1) 5 група─92 мм; 2)5А група─103 мм.; 3) 6А─114 мм.

 

 

Лекція №20.

Обладнання штангової насосної свердловини.

План.

1. Дослідження свердловин обладнаних УШСН.

2. Особливості експлуатації свердловин обладнаних штанговими насосами в ускладнених умовах.

3. Проектування експлуатації свердловин штанговим свердловинно-насосним устаткуванням (за допомогою діаграм Адоніна).

 

1. Насосні свердловини досліджують, в основному, на усталених режимах для отримання індикаторної лінії β(Δρ) та встанов­лення залежності Q від режимних параметрів роботи устаткування. Дебіт свердловини Q дорівнює подаванню устаткування. Подавання описується таким чином, що дебіт можна змінити, змінюючи довжину ходу штока S (змінюючи місце з'єднання шатуна з кривошипом перестав­лянням пальця шатуна на ньому), або змінюючи кількість ко­ливань (заміна діаметра шківа на валу електродвигуна).

Особливість дослідження в цьому випадку полягає у ви­значенні вибійного тиску. У разі прямого вимірювання вибійного тиску затрубний простір, оскільки в НКТ знаходяться штанги, на сталевому дроті через патрубок гирлового обладнання за екс­центричного підвішування НКТ опускають малогабаритним свердловинний манометр діаметрам 22...25 мм. Але в глибо­ких та викривлених свердловинах можуть мати місце прихвачування та обривання дроту. Можна також застосовувати ліфтові свердловинні манометри, які підвішують до всмоктуваль­ного патрубка ШСН і опускають у свердловину разом з НКТ. Годинниковий механізм з багато добовим заведенням забезпечує місцеву реєстрацію тиску. Але необхідність проведення опускаяня-піднімгння НКТ обмежує використання ліфтових манометрів. Перспективним є застосування глибинних давачів тиску, які постійно знаходяться у свердловині.

Суть ехометрії полягає в наступному. У затрубний про­стір за допомогою давача імпульсу звукової хвилі (порохової хлопавки) посилається звуковий імпульс. Звукова хвиля, пройшовши вздовж стовбура свердловини, відбивається від рівня рідини, повертається до гирла свердловини та вловлю­ється кварцевим чутливим мікрофоном. Мікрофон з’єднано через підсилювач з реєструючим пристроєм, який записує всі сигнали (вихідний та відбитий) на паперовій стрічці у вигляді ехограми. Стрічка переміщається за допомогою стрічкопротяжного механізму з постійною швидкістю. Вимірюючи довжину запису на ехограмі між вихідним та відбитим сиг­налами, визначають час проходження звукового сигналу від устя до рівня та назад. Швидкість залежить від тиску, температури та гус­тини газу Для її визначення на колоні НКТ поблизу рівня на заданій глибині, попередньо під час чергового ремонту встановлюють репер-відбивач (потовщена муфта або відрізок труби, який на 50...65% перекриває затрубний простір).

Можна застосовувані хвилеміри, які являють собою ті ж ехолоти, тільки замість звукового імпульсу в затрубний прос­тір посилається імпульс тиску газу, що створюється коротко­часним впусканням з балона газу високого тиску або випус­канням газу з затрубного простору за допомогою спеціального швидкодіючого відсікача.

Діаграму навантаження на устьовий шток залежно від його ходу називають динамограмою, а її зняття─динамометруватям УСШН, яке здійснюється за допомогою динамогра­фа. Залежно від принципу роботи розрізняють механічні, гід­равлічні, електричні, тензометричні та інші динамографи. У найпоширенішому гідравлічному динамографі типу ГДМ-3 діюче на шток навантаження передається через важільну сис­тему на мембрану камери, заповненої рідиною (спиртом чи водою), де створюється підвищений тиск. Тиск рідини в каме­рі, пропорційний навантаженню на шток, передається по капі­лярній трубці на пружину. Через збільшення тиску геліксна пружина розкручується, а перо, прикріплене до її вільного кінця, креслить лінію на паперовому діаграмному бланку. Бланк закріплено на столику, який за допомогою привід­ного механізму переміщається пропорційно ходу устьового штока. Для знімання діаграми вимірювальну частину динамографа встановлюють між траверсами канатної підвіски штанг, а нитку привідного механізму самописця закріплюють до нерухомої точ­ки (до устьового сальника).

Вивчення динамограм дає змогу визначити максимальне та мінімальне навантаження, довжину ходу плунжера та што­ка, виявити динамічні процеси в колоні штанг, виявити ряд дефектів та неполадок у роботі УСШН та насоса.

 

2. Ускладнення в експлуатації насосних свердловин зумовлені великим газовмістом на вході в насос, підвищеним вмістом піску в продук­ції (піскопроявлення), наявністю високов’язких нафт та водонафтових емульсій, істотним викривленням стовбура свердло­вини, відкладами парафіну та мінеральних солей, високою те­мпературою тощо.

Нафтовий газ виконує роботу з піднімання рідини з ви­бою на поверхню. Але значна кількість вільного газу на вході призводить до зменшення коефіцієнта подавання насоса. Ві­домо декілька методів боротьби зі шкідливим впливом вільно­го газу на роботу насосів.

Перш за все тип насоса підбирають, виходячи з умов свердловини: застосовують насос з нагнітальним клапаном у нижній частині плунжера (НСН2, НСВД); якщо потрібно, то збільшують довжину ходу плунжера (довоходовий насос, правильна посадка плунжера над всмоктувальним клапаном) або збільшують довжину ходу плунжера за одночасного зме­ншення діаметра насоса.

Основним методом боротьби є зменшення газовмісту із рідині що надходить в насос. У разі збільшенню занурення насоса під динамічний рівень збільшується тиск на вході в насос, що зменшує об’єм вільного газу.

 

3. У разі великої кривизни стовбура свердловини спостерігається інтенсивне стирання насосно-компресорних труб та штанг аж до утворення довгих щілин у трубах або обривання штанг.

Вихід з ладу штанг (обривання, відвороти), на які припадає 25...40% загальної кі­лькості аварій підземної частини УСШН, залежить від пара­метрів відпомповування (дебіту Q, обводненості, діаметра насоса, глибини опускання насоса, кількості коливань). Правильно призначений режим відпомповування має характе­ризуватися максимальною, значною довжини ходу, відпо­відною даному верстату-качалці, мінімальною площею пере­різу насоса.

Застосовують дві розрахункові методики проектування. Розрахунок за допомогою діаграм Адоніна і таб­лиць є найпростішим Діаграму залежності подавання Q УСШН від глибини опускання насоса L поділено на області застосування стандартних ВК, всередині яких виділено поля стандартних діаметрів насоса. Глибина опускання насоса L дорівнює сумі відстані від устя до динамічного рівня і зану­рення насоса під динамічний рівень.

Рисунок 20.1─ Діаграма Адоніна

 

 

Лекція №21.