Процесы и агрегаты нефтегазовых тенологий. Конспект лекций по дисциплине Процессы и агрегаты нефтегазовых технологий для специальности 170200 Машины и оборудование
 Скачать 2.83 Mb.
|
|
При насосном способе эксплуатации подъем нефти из скважин на поверхность осуществляется штанговыми и бесштанговыми насосами. Ш  танговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции, привод которого осуществляется с поверхности посредством штанги (рис. 4.41).В нижней части насоса установлен всасывающий клапан 1. Плунжер насоса, снабженный нагнетательным клапаном 2, подвешивается на насосной штанге 3. Верхняя часть штанги пропускается через устьевой сальник 5 и соединяется с головкой балансира 6 станка-качалки. При помощи кривошипно-шатунного механизма 7 головка 9 балансира передает возвратно-поступательное движение штанге 3 и подвешенному на ней плунжеру. Станок приводится в действие электродвигателем 8 через систему передач. Работает насос следующим образом. При ходе плунжера вверх верхний клапан 2 закрыт, так как на него действует давление вышележащего столба жидкости и плунжер работает как поршень, выталкивая нефть на поверхность. В это же время открывается приемный клапан 1 и жидкость поступает в цилиндр насоса. При ходе плунжера вниз нижний клапан закрывается, а верхний открывается и через полый плунжер жидкость выдавливается из цилиндра насоса в насосные трубы 10. При непрерывной работе насоса в результате подкачки жидкости уровень последней в насосных трубах поднимается до устья и она поступает в выкидную линию через тройник 4. Недостатками штанговых насосов являются громоздкость, возможность обрыва штанг, ограниченность применения в наклонных и сильнообводненных скважинах, недостаточно высокая подача, небольшие (до 2 км) глубины эксплуатации. В связи с этим в последние годы при эксплуатации нефтяных скважин все шире применяются бесштаиговые насосы (погружные электроцентробежные насосы, винтовые насосы и др). С  хема установки в скважине погружного электроцентробежного насоса (ЭЦН) приведена на рис. 4.42. Она включает центробежный многоступенчатый насос 1, погружной электродвигатель 2, подъемные трубы 3, обратный клапан 4, устьевую арматуру 5. Бронированный кабель для питания электродвигателя и источник электропитания на схеме условно не показаны.Принцип действия установки следующий. Электрический ток из промысловой сети через автотрансформатор и станцию управления по бронированному кабелю поступает к электродвигателю 2. Вращая вал насоса 1, электродвигатель приводит его в действие. Всасываемая насосом нефть проходит через фильтр (на схеме не показан) и нагнетается по подъемным трубам 3 на поверхность. Чтобы нефть при остановке агрегата не сливалась из подъемных труб в скважину, в трубах над насосом смонтирован обратный клапан 4. Погружной электроцентробежный насос представляет собой набор отдельных ступеней, в каждой из которых имеется свой ротор (центробежное колесо) и статор (направляющий аппарат). Роторы отдельных ступеней посажены на один вал, жестко соединенный с валом погружного электродвигателя. Каждая из ступеней ЭЦН развивает напор 3...5.5 м. Поэтому для обеспечения напора в 800... 1000 м в корпусе насоса монтируют 150...200 ступеней. Существенными недостатками электроцентробежных насосов являются их низкая эффективность при работе в скважинах с дебитом ниже 60 м3/сут; снижение подачи, напора и кпд при увеличении вязкости откачиваемой смеси, а также при увеличении свободного газа на приеме насоса. Погружные винтовые насосы стали применяться на практике сравнительно недавно. Винтовой насос - это насос объемного действия, подача которого прямо пропорциональна частоте вращения специального винта (или винтов). При вращении винт и его обойма образуют по всей длине ряд замкнутых полостей, которые передвигаются от приема насоса к его выкиду. Вместе с ними перемещается и откачиваемая жидкость. Применение винтовых насосов особенно эффективно при откачке высоковязкой нефти. Схема их установки в скважине такая же, как и при применении ЭЦН. Для насосной эксплуатации скважин используются также диафрагменные, гидропоршневые и струйные насосы. Нефтяные, газовые и газоконденсатные скважины оснащены специальным подземным и наземным оборудованием. К подземному относится оборудование забоя и оборудование ствола скважины, а к наземному - оборудование устья, прискважинные установки и сооружения. Оборудование забоя скважин Оборудование забоя предназначено для предотвращения разрушения продуктивного пласта и выноса на забой твердых частиц, а также для изоляции обводнившихся пропластков. В то же время оно должно иметь, возможно, меньшее сопротивление и обеспечивать условия для проведения работ по увеличению производительности скважин. В зависимости от геологических и технологических условий разработки месторождений применяют следующие типовые конструкции забоев скважин (рис. 4.43)
 Рис. 4.43 Конструкции оборудования забоя скважин: а) - открытый забой; б) - забой, перекрытый хвостовиком колонны, перфорированным перед его спуском; в) - забой, оборудованный фильтром; г) - перфорированный забой; При открытом забое (рис. 4.43 а) башмак обсадной колонны цементируется перед кровлей пласта. Затем пласт вскрывается долотом меньшего размера, но никаких мер по укреплению ствола скважины в месте ее прохождения через продуктивный пласт не принимается. Такая конструкция забоя обеспечивает наименьшее сопротивление притоку нефти и газа в скважину, но возможна только при достаточно устойчивых горных породах. Из-за невозможности избирательного вскрытия нужных пропластков и избирательного воздействия на них, а также постоянной угрозы обвалов в призабойной зоне открытым забоем оснащено менее 5 % всего фонда скважин. Одним из способов укрепления горных пород является устройство забоя, перекрытого хвостовиком колонны, перфорированным перед ее спуском (рис. 4.43, б). В этом случае скважина бурится сразу до подошвы продуктивного пласта и крепится обсадной колонной по всей длине. Но трубы обсадной колонны, расположенные напротив толщи продуктивного пласта, заранее перфорированы и пространство между ними и поверхностью пласта не цементируется. Данная конструкция забоя надежнее предыдущей, но возрастает и сопротивление притоку пластовых флюидов. Забой, оборудованный фильтром (рис. 4.43, в), применяется в случае, если существует опасность поступления песка в скважину. В этом случае башмак обсадной колонны спускается до кровли пласта и цементируется. Напротив его продуктивной части устанавливается специальный фильтр, а кольцевое пространство между верхней частью фильтра и низом обсадной колонны герметизируется. Известны щелевые (с продольными щелевыми отверстиями длиной 50...80 мм и шириной 0,8...1,5 мм), керамические, гравийные (из двух концентричных мелкоперфорированных труб, между которыми утрамбован отсортированный гравий с диаметром частиц 4...6 мм) и металлокерамические (изготовляемые путем спекания под давлением керамической дроби) фильтры. Необходимость в их применении возникает при вскрытии скважинами несцементированных песчаных пластов, склонных к пескообразованию, что встречается достаточно редко. Скважины с перфорированным забоем (рис. 4.43, г) составляют более 90 % общего фонда. При их сооружении бурение ведется до подошвы продуктивного пласта, после чего в скважину опускают обсадные трубы и цементируют кольцевое пространство на всей ее длине. И только после этого производят перфорацию обсадной колонны и цементного камня на тех интервалах глубин, где ожидается приток нефти и газа. Достоинствами скважин с перфорированным забоем являются:
В то же время перфорированный забой не обеспечивает защиты от проникновения песка в скважину и создает дополнительное фильтрационное сопротивление потоку пластовой жидкости. Оборудование ствола скважин К оборудованию ствола относится оборудование, размещенное внутри эксплуатационной (обсадной) колонны в пространстве от забоя до устья. Набор этого оборудования зависит от способа эксплуатации скважин. В стволе фонтанных скважин размещают колонну насосно-компрессорных труб. Этим обеспечивается предохранение обсадных труб от эрозии, вынос твердых частиц (и жидкости - при добыче газа) с забоя, возможность использования затрубного пространства для целей эксплуатации (введение ингибиторов коррозии, ПАВ, глушение скважин и т.д.). В стволе газлифтных скважин размещают воздушную и подъемную трубы. Но в отличие от классической схемы газлифта (рис. 4.38) подъемную трубу в настоящее время оборудуют специальными пусковыми (газлифтными) клапанами, размещаемыми на ее внутренней стороне в расчетных точках.  Рис. 4.44 Этапы запуска газлифтной скважины: а  ) - начало закачки газа; б) - начало работы газлифта; в) - включение 2'™ пускового клапана; г) - выход лифта на максимальную производительность; газожидкостная смесь; ←газБлагодаря этому, при закачке газа в межтрубное пространство газлифт начинает работать, как только нефть будет оттеснена ниже уровня установки первого пускового клапана (рис. 4.44, б). После опускания уровня нефти в межтрубье ниже отметки второго пускового клапана газ начинает проникать в подъемную трубу и через него (рис. 4.44, в). Процесс последовательного срабатывания пусковых клапанов будет продолжаться до тех пор, пока весь столб жидкости в подъемной трубе не будет газирован (рис. 4,44, г). В стволе штанговых насосных скважин размещаются насосно-компрессорные трубы, насосные штанги, собственно насос и вспомогательное оборудование. Насосно-компрессорные трубы (НКТ), как и бурильные, бывают с гладкими и высаженными (равнопрочными) концами. По длине НКТ разделяются на три группы: I - от 5,5 до 8 м; II - 8...8,5 м; III - 8,5...10 м. Изготавливают НКТ из сталей пяти групп прочности (в порядке возрастания): Д, К, Е, Л, М. Все НКТ и муфты к ним, кроме гладких группы прочности Д, подвергаются термообработке. Сведения о диаметрах и толщине стенки насосно-компрессорных труб приведены в табл. 4.1. Трубы маркируются у муфтового конца. На клейме указывается условный диаметр и толщина стенки (в мм), товарный знак завода, группа прочности (буква), месяц и год выпуска. Для уменьшения собственного веса труб при необходимости их спуска на большую глубину применяют ступенчатую колонну НКТ с малым диаметром внизу и большим вверху. Характеристики насосно-компрессорных труб Таблица 4.1
Насосные штанги выпускаются четырех номинальных размеров по диаметру тела штанги: 16, 19, 22 и 25 мм. Концы штанг имеют утолщенные головки квадратного сечения, чем обеспечивается удобство их захвата специальными ключами при свинчивании и развинчивании колонны штанг. Штанги соединяются штанговыми муфтами (рис. 4.45).  Рис. 4.45 Насосная штанга и соединительная муфта Кроме штанг нормальной длины (8 м) выпускаются укороченные штанги длиной 1; 1,2; 1,5; 2; 3 м стандартных диаметров. Они необходимы для регулировки всей колонны штанг с таким расчетом, чтобы висящий на них плунжер перемещался в цилиндре насоса в заданных пределах. Верхний конец колонны штанг заканчивается утолщенным полированным штоком, проходящим через сальниковое уплотнение устья скважины. При использовании насосов диаметром 56 мм и выше, больших скоростях плунжера и высокой вязкости откачиваемой жидкости в нижней части колонны штанг возникают повышенные изгибы. В этом случае, чтобы предотвратить отвороты и поломки прибегают к установке «утяжеленного низа», состоящего из 2...6 толстостенных штанг общей массой 80...360 кг. Штанговые скважинные насосы разделяются на невставные или трубные (типа НН) и вставные (типа НВ). В первом случае сложнее вести их монтаж в НКТ, но, благодаря большему диаметру цилиндра насоса, подача больше. Штанговые скважинные насосы предназначены для откачивания из нефтяных скважин углеводородной жидкости обводненностью до 99 %, с температурой не более 130 °С, содержанием сероводорода не более 50 мг/л. Вспомогательное оборудование ствола скважин предназначено для обеспечения работоспособности штанговых насосных установок при большом содержании свободного газа и песка в откачиваемой жидкости. Большое содержание свободного газа в пластовой жидкости приводит к тому, что в цилиндре насоса уменьшается доля объема, занятая откачиваемой жидкостью, и, соответственно, уменьшается дебит скважины. Уменьшить количество газа, попадающего в штанговый насос позволяет применение специальных устройств, называемых газовыми якорями. Работа газовых якорей основывается на различных принципах (гравитационного разделения, центрифугирования и т.д.). В  качестве примера рассмотрим работу обычного однокорпусного газового якоря (рис. 4.46, а). Газожидкостная смесь заходит в кольцевое пространство между корпусом якоря 1 и центральной трубой 2, верхний конец которой присоединяется к приемному клапану насоса 4. В кольцевом пространстве жидкость движется вниз, а пузырьки газа 3 под действием архимедовой силы стремятся всплыть вверх. Размеры газового якоря рассчитаны таким образом, что скорость всплытия большей части пузырьков была выше, чем нисходящая скорость жидкости. Поэтому из кольцевого пространства газовые пузырьки уходят вверх, а жидкость с небольшим остаточным газосодержанием через отверстия 5 поступает в центральную трубу 2 и далее в цилиндр насоса.Другим фактором, осложняющим работу штанговых насосов, является присутствие в откачиваемой жидкости мелкого песка и других механических частиц. Попадая в насос, они разрушают пригнанные поверхности клапанов, увеличивают зазор между цилиндром и плунжером, что приводит к утечкам жидкости, уменьшению развиваемого давления, а иногда вызывает заклинивание плунжера и обрывы штанг. Одним из эффективных средств для ограничения попадания песка и мехпримесей в насосы является специальное приспособление, называемое песочным якорем. В обоих типах якорей - прямом (рис. 4.46, б) и обращенном (рис. 4.46, в) - для очистки используются силы инерции: после поворота жидкости на 180º частицы песка и мехпримесей продолжают свое движение вниз. Очищенная же жидкость через всасывающий клапан поступает в цилиндр насоса. По мере заполнения корпуса якоря песком устройство извлекают на поверхность и очищают. В стволе скважин, эксплуатируемых погружными электроцентробежными насосами, находятся погружной электродвигатель, многоступенчатый насос, обратный клапан и при необходимости - газосепаратор. В зависимости от поперечного размера погружного электроцентробежного насосного агрегата эти установки подразделяют на группы 5, 5А и 6 (поперечный размер насоса 112, 124 и 137...140,5 мм соответственно). Их устанавливают в трубах диаметром 121,7; 130 и 144,3...148,3мм. П  ри откачке электроцентробежными насосами пластовой жидкости, содержащей свободный газ, происходит падение их напора, подачи и кпд, а возможен и полный срыв работы насоса. Поэтому, если содержание свободного газа в жидкости на входе в насос превышает 25 % по объему, то перед насосом устанавливают газосепаратор.Конструктивно газосепаратор представляет собой корпус, в котором на валу, соединенном с валом насоса, вращаются шнек, рабочие колеса и камера сепаратора. Газожидкостная смесь закачивается с помощью шнека и рабочих колес в камеру сепаратора, где под действием центробежных сил жидкость, как более тяжелая, отбрасывается к периферии, а газ остается в центре. Затем газ через наклонные отверстия отводится в затрубное пространство, а жидкость - поступает по пазам переводника на прием насоса. Применение газосепараторов позволяет откачивать центробежными насосами жидкости с содержанием свободного газа до 55 %. |