1.2.8 Газоснабжение. Газоснабжение
 Скачать 1.5 Mb.
|
|
роторном бурении оборудование спускают в скважину. Бур-долото 15 служит для разрушения породы. Для выравнивания и округления стенок скважин и центровки долота используют ример. Для направления долота применяют удлинитель, который представляет собой квадратную трубу. В процессе бурения вся система получает вращение от ротора 4, бур-долото разрушает породу, а глинистый раствор 2, нагнетаемый грязевым насосом 3 через пустотелые бурильные трубы, омывает забой и выносит породу через затрубное пространство на поверхность. Для разрушения породы чаще всего применяют шарошечные долота, в которых шарошки, вращаясь вокруг своих осей, дробят и скалывают породу. Для удлинения срока службы шарошечных долот и ускорения бурения их облицовывают твердыми сплавами. При роторном бурении возникают большие потери мощности на пути от двигателя к долоту, поэтому чаще применяют турбинное бурение.  При турбинном бурении вращатель долота перенесен непосредственно к долоту. Во вращении участвует только одно долото, а бурильная труба служит для поддержания турбобура и для подачи глинистого раствора. Турбобур состоит из турбины, передаточного аппарата, предназначенного для преобразования большой частоты вращения вала турбины в меньшую частоту вращения пустотелого шпинделя, к которому присоединено долото. Широкое распространение для бурения скважин получили электробуры. Бурение с помощью электробуров имеет следующие преимущества: процесс бурения электробуром автоматизирован, доступен непрерывному контролю и регулированию, что обеспечивает безаварийную работу долота, большую проходку на одно долбление и большие скорости бурения; бурение электробуром производится с меньшим расходом промывочной жидкости и при меньших гидравлических давлениях; увеличивается срок службы бурильных труб, уменьшается мощность буровой установки и при повышаются технико-экономические показатели бурения. Конструкция газовых скважин Скважинойназывают горную выработку круглого сечения, сооружаемую без доступа в нее людей, у которой длина во много раз больше диаметра. Верхняя часть скважины называется устьем, дно – забоем, боковая поверхность – стенкой, а пространство, ограниченное стенкой – стволом скважины. Длина скважины – это расстояние от устья до забоя по оси ствола, а глубина – проекция длины на вертикальную ось. Длина и глубина численно равны только для вертикальных скважин. Однако они не совпадают у наклонных и искривленных скважин.   На конструкцию газовых скважин оказывают влияние геологические условия месторождения, предполагаемый дебит скважины и состав добываемого газа.Подземная часть скважины – забой состоит из нескольких колонн труб. Колонна труб кондуктора 10 служит для предохранения от размывания и обрушения пород. Длина колонны не превышает 200 м. Колонна обсадных (защитных) труб 11 предназначена для предохранения стенок скважины от обрушения и для изоляции газоносного пласта от вышележащих пород. Для предотвращения затопления газоносного пласта подземными водами затрубное пространство 13 заполняют цементным раствором. Внутри обсадных труб подвешивают колонну фонтанных труб 12, по которым газ из пласта выходит на поверхность земли. В кольцевом пространстве между фонтанными и обсадными трубами устанавливается уплотнение — пакер 14. Это уплотнение предохраняет обсадные трубы от воздействия на них газа, содержащего сероводород, снижает давление газа на обсадные трубы, предотвращает затопление газоносного пласта подземными водами. На устье (надземная) скважины устанавливается фонтанная арматура, служащая для герметизации скважины, контроля и регулирования ее работы. В устьевое оборудование скважины входят следующие элементы: пьедестал 9, к которому подвешиваются обсадные трубы и на котором монтируется все основное оборудование; крестовина 2, к верхнему патрубку которой подвешиваются фонтанные трубы (боковые ответвления крестовины позволяют контролировать и регулировать давление газа в кольцевом пространстве между обсадными и фонтанными трубами); переходная катушка 3, служащая для перехода с большего диаметра на меньший; задвижки 1; крестовина фонтанной «елки» 7; штуцер 8, служащий для регулирования отбора газа из скважины; буфер-патрубок 5 с манометром 6 и термометром 4. Различают два вида расположения фонтанной арматуры: крестовое и тройниковое. При крестовом расположении арматуры элементы оборудования размещены ниже и симметричнее, чем при тройниковом. Это создает удобство при эксплуатации. Нагрузка от оборудования на устье скважины при крестовом расположении арматуры распределяется равномерно. В тех случаях когда возможен износ фонтанной арматуры, например механический или вследствие коррозирующего действия сероводорода, обязательно применение тройникового расположения арматуры. При этом постоянно эксплуатируется верхнее ответвление, а нижнее является резервным на случай ремонта верхнего ответвления. Отделение газа от нефти Газ, поступающий на поверхность земли вместе с нефтью, отделяется от нее в нескольких пунктах нефтедобывающего и нефтеперерабатывающего хозяйства. Наиболее легкие компоненты углеводородных газов отделяются от нефти в нефтяных трапах, колонках и мерниках. Самые тяжелые углеводородные газы отделяются от нефти в газовых сепараторах. Трап предназначен для отделения (сепарации) нефти и газа и для очистки газа от нефтяной пыли. Поплавок нижнего регулятора уровня 1, предназначенного для поддержания постоянного уровня нефти в трапе, при повышении уровня нефти в трапе выше нормального поднимается и при помощи рычагов открывает клапан на спускном нефтепроводе. Верхний регулятор уровня 2 во время нормальной работы бездействует. Если же уровень нефти достигает уровня верхнего регулятора, то поплавок регулятора 2 начинает подниматься и при помощи рычагов закрывает клапан на газопроводе. Давление в  трапе поддерживается регулятором противодавления 4, который устанавливается за клапаном регулятора уровня 2. Клапан регулятора противодавления открывается под действием давления трапа, и газ поступает в газопровод через кольцевое пространство между клапаном и гнездом, величина которого изменяется в зависимости от количества газа, проходящего через регулятор. Если уровень нефти будет подниматься, то в трапе начнет повышаться давление, под действием которого откроется предохранительный клапан 3, отрегулированный на предельное рабочее давление. Через этот клапан вся нефть, поступающая из скважины, выйдет в спускную нефтяную линию низкого давления. Во избежание потерь газа и легких фракций нефти предохранительный клапан 3 связывается с сигнальным устройством, по сигналу которого обслуживающий персонал принимает необходимые меры. Отделение газа от нефти и пыли в трапе происходит в результате изменения давления и скорости движущегося газонефтяного потока. Для лучшего процесса сепарации поступающую в трап смесь разбрызгивают, для чего в трапе устанавливают решетки, отбойники, тарелки. |