Нефтегазопромысловое оборудование (1). Содержание введени оборудование общего назначения
 Скачать 3.16 Mb.
|
|
4.3. Установки погружных диафрагменных электронасосов Установки погружных диафрагменных электронасосов УЭДН5 предназначены для эксплуатации малодебитных скважин преимущественно с пескопроявлениями, высокой обводненностью продукции, кривыми и наклонными стволами с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 121.7 мм. Содержание попутной воды в перекачиваемой среде не ограничивается. Максимальная массовая концентрация твердых частиц 0.2 % (2 г/л); максимальное объемное содержание попутного газа на приеме насоса 10 %; водородный показатель попутной воды рН=6.0 ¸ 8.5; максимальная концентрация сероводорода 0.001 % (0.01 г/л). 37 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Основные показатели установок типа УЭДН5 в номинальном режиме при перекачивании электронасосом воды плотностью 1000 кг/м 3 , температурой 45 °С при напряжении сети 350 В и частоте тока 50 Гц приведены в таблице 7. Погружной диафрагменный электронасос опускается в скважину на насосно-компрессорных трубах (ГОСТ 633-80) условным диаметром 42, 48 или 60 мм. Технические характеристики насосов типа УЭДН5 Таблица 7 Обозначени е установки (типоразме р) Значения по параметрам Технич. и энергет. эффектив. Т ок , А , с ре дн ий Рекомендуемой рабочей части характеристики по П од ач а, м 3 /с ут , н е м ен ее Д ав ле -н ие М П а (к гс /с м 2 ) М ощ -н ос ть , к В Т , не м ен ее К П Д , % , не м ен ее П од по р, м , не б ол ее давлению МПа (кгс/см 2 ) подача, м 3 /сут, соответствен но УЭДН5-4- 1700 4 17 (170) 2.20 35 10 9 3 ¸ 17 (30 ¸170) 6 ¸ 4 УЭДН5- 6,3-1300 6.3 13 (130) 2.45 38 10 9 3 ¸ 13 (30 ¸130) 8 ¸ 6.5 УЭДН5-8- 1100 8 11 (110) 2.60 38 10 9,2 3 ¸ 11 (30 ¸130) 10 ¸ 8 УЭДН5-10- 1000 10 10 (100) 2.80 40 10 9,5 3 ¸ 10 (30 ¸100) 11 ¸ 10 УЭДН5- 12,5-800 12.5 8 (80) 2.85 40 15 9,6 3 ¸ 8 (30¸80) 14 ¸ 12 УЭДН5-16- 650 16 6.5 (65) 2.85 40 20 9,6 3 ¸ 6.5 (30¸65) 17 ¸ 16 Примечания: 1. Значения показателей указаны при перекачивании воды плотностью 1000 кг/м 3 температурой 45 °С при напряжении сети 380 В и частоте тока в сети 50 Гц. 2. Эксплуатация при давлении на выходе насоса, превышающем номинальное значение, не допускается. Изготовитель: Машиностроительный завод им. Сардарова, г. Баку. Электронасос (рисунок 31 — насос и электродвигатель в одном корпусе) содержит асинхронный четырехполюсный электродвигатель, конический редуктор и плунжерный насос с эксцентриковым приводом и пружиной для возврата плунжера. Муфта кабеля соединяется с токовводом. Рисунок 31 — Погружной диафрагменный электронасос 1 — токоввод; 2 — нагнетательный клапан; 3 — всасывающий клапан; 4 — диафрагма; 5 — пружина; 6 — плунжерный насос; 7 — эксцентриковый привод; 8 — конический редуктор; 9 — электродвигатель; 10 — компенсатор. Установки обеспечивают подачу от 4 до 16 м 3 , давление 6.5 ¸ 17 МПа, КПД 35 – 40 %, мощность электродвигателя 2.2 ¸ 2.85 кВт; частота вращения электродвигателя - 1500 мин -1 , масса от 1377 до 2715 кг. 38 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ 4.4. Арматура устьевая Для герметизации устья нефтяных скважин, эксплуатируемых погружными центробежными, винтовыми и диафрагменными электронасосами, применяют устьевую арматуру типа АУЭ-65/50-14 или устьевое оборудование типа ОУЭ-65/50-14. Арматура типа АУЭ-65/ 50-14 состоит из корпуса, трубной подвески, отборника давления с пробоотборником, угловых вентилей, перепускного клапана и быстросборного соединения (рисунок 32). Техническая характеристика Рабочее давление, МПа 14 Тип запорного устройства: ствола Кран пробковый боковых отводов Вентиль угловой Габариты, мм 3452х770х1220 Масса, кг 200 Рисунок 32 — Устьевая арматура типа АУЭ 1 — перепускной клапан; 2 — манжета; 3 — уплотнение кабеля; 4 — пробковый кран; 5 — патрубок; 6 — зажимная гайка; 7 — трубная подвеска; 8 — корпус; 9, 12, 13 — угловые вентили; 10 — отборник проб, 11 — быстросъемное соединение. 4.5. Комплекс оборудования типа КОС и КОС1 Комплексы предназначены для перекрытия ствола скважин при повышении забойного давления или динамического уровня жидкости в полуфонтанных скважинах, эксплуатируемых штанговыми и 39 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ погружными электроцентробежными насосами. Комплексы обеспечивают проведение ремонтно- профилактических работ в скважине без предварительного глушения. Комплекс КОС состоит из пакера ПД-ЯГ или 2ПД-ЯГ, разъединителя колонны типа ЗРК и клапана-отсекателя типа КАС с замком типа ЗНЦБ. Комплекс КОС1 (рисунок 33) состоит из разбуриваемого пакера с хлопушечным обратным клапаном типа 1ПД-ЯГР и съемного клапана отсекателя сильфонного типа КАС1, устанавливаемого в пакер, гидравлического домкрата ДГ. В состав комплексов входят также комплект инструментов, монтажных частей, стенд для зарядки и регулирования клапанов-отсекателей. Рисунок 33 — Комплекс оборудования типа КОС1 1 — пакер типа 1ПД-ЯГР; 2 — клапан-отсекатель типа КАС1; 3 — центробежный электронасос На рисунке 34 показан комплекс оборудования КОС в скважинах, эксплуатируемых скважинными и погружными насосами. Рисунок 34 — Комплекс оборудования типа КОС а — для скважин, эксплуатируемых скважинными штанговыми насосами; б — для скважин, эксплуатируемых центробежными электронасосами; в — клапан-отсекатель открыт; г — 40 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ клапан-отсекатель закрыт; 1 — станок-качалка; 2 — скважинный штанговый насос; 3 — замок типа ЗНЦБ; 4 — разъединитель колонны типа ЗРК; 5 — клапан-отсекатель типа КАС; 6 — пакер 2ПД-ЯГ; 7 — оборудование устья скважины; 8 — центробежный скважинный электронасос. В комплексе КОС установка пакера и клапана отсекателя производится насосно- компрессорными трубами, а КОС1 — с помощью канатной техники. Техническая характеристика комплексов КОС Рабочее давление, МПа 35 Условный диаметр эксплуатационной колонны, труб, мм 140, 146, 168 Наружный диаметр пакера, мм 118, 122, 136, 140, 145 Глубина установки клапана, м, не более 2500 Масса, кг от 110 ¸ 129 до 252 ¸ 349 4.6. Установки гидропоршневых насосов для добычи нефти (УГН) Современные УГН позволяют эксплуатировать скважины с высотой подъема до 4500 м, с максимальным дебитом до 1200 м 3 /сут. при высоком содержании в скважинной продукции воды. Установки гидропоршневых насосов — блочные автоматизированные, предназначены для добычи нефти из двух - восьми глубоких кустовых наклонно направленных скважин в заболоченных и труднодоступных районах Западной Сибири и других районах. Откачиваемая жидкость кинематической вязкостью не более 15 ×10 -6 м 2 /с (15 ×10 -2 Ст) с содержанием механических примесей не более 0.1 г/л, сероводорода не более 0.01 г/л и попутной воды не более 99 %. Наличие свободного газа на приеме гидропоршневого насосного агрегата не допускается. Температура откачиваемой жидкости в месте подвески агрегата не выше 120 ˚С. Установки выпускаются для скважин с условным диаметром обсадных колонн 140, 146 и 168 мм. Климатическое исполнение — У и ХЛ, категория размещения наземного оборудования — 1, погружного — 5 (ГОСТ 15150-69). Гидропоршневая насосная установка (рисунок 35) состоит из поршневого гидравлического двигателя и насоса 13, устанавливаемого в нижней части труб 10, силового насоса 4, расположенного на поверхности, емкости 2 для отстоя жидкости и сепаратора 6 для её очистки. Насос 13, сбрасываемый в трубы 10, садится в седло 14, где уплотняется в посадочном конусе 15 под воздействием струй рабочей жидкости, нагнетаемой в скважину по центральному ряду труб 10. Золотниковое устройство направляет жидкость в пространство над или под поршнем двигателя, и поэтому он совершает вертикальные возвратно-поступательные движения. Нефть из скважин всасывается через обратный клапан 16, направляется в кольцевое пространство между внутренним 10 и наружным 11 рядами труб. В это же пространство из двигателя поступает отработанная жидкость (нефть), т.е. по кольцевому пространству на поверхность поднимается одновременно добываемая рабочая жидкость. При необходимости подъема насоса изменяют направление нагнетания рабочей жидкости — её подают в кольцевое пространство. Различают гидропоршневые насосы одинарного и двойного действия, с раздельным и совместным движением добываемой жидкости и рабочей и т.д. В настоящее время выпускаются установки: УГН25-150-25, УГН40-250-20, УГН100-200-18, УГН160-380-15. Обозначения: УГН — установка гидропоршневых насосов; цифры после УГН — подача одного гидропоршневого насосного агрегата (м 3 /сут.); цифры после первого тире — суммарная подача установки (м 3 /сут.); цифры после второго тире — давление нагнетания агрегата (МПа); в конце указывается ТУ. Пример: УГН 160-380-15 ТУ 26-16-233-88. Суммарная мощность установок 185 ¸ 270 кВт; КПД 45 ¸ 47 %; масса не более 50000 кг. 41 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Рисунок 35 — Схема компоновки оборудования гидропоршневой насосной установки а — подъем насоса; б — работа насоса; 1 — трубопровод; 2 — емкость для рабочей жидкости; 3 — всасывающий трубопровод; 4 — силовой насос; 5 — манометр; 6 — сепаратор; 7 — выкидная линия; 8 — напорный трубопровод; 9 — оборудование устья скважины; 10 — 63 мм трубы; 11 — 102 мм трубы; 12 — обсадная колонна; 13 — гидропоршневой насос (сбрасываемый); 14 — седло гидропоршневого насоса; 15 — конус посадочный; 16 — обратный клапан; I — рабочая жидкость; II — добываемая жидкость; III — смесь отработанной и добытой жидкости. 42 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ 4.7. Струйные насосы Струйно-насосная установка представляет собой насосную систему механизированной добычи нефти, состоящую из устьевого наземного и погружного оборудования. Наземное оборудование включает сепаратор, силовой насос, устьевую арматуру, КИП; погружное оборудование — струйный насос с посадочным узлом (рисунок 36). Струйные насосы отличаются отсутствием подвижных частей, компактностью, высокой прочностью, устойчивостью к коррозии и абразивному износу, дешевизной. КПД струйной установки приближается к КПД других гидравлических насосных систем. Рабочие характеристики струйного насоса близки к характеристикам электропогружного насоса. Струйный насос (рисунок 37) приводится в действие под влиянием напора рабочей жидкости (лучше нефти или воды), нагнетаемой в НКТ 1, соединенные с соплом 2. При прохождении узкого сечения сопла струя перед диффузором 4 приобретает большую скорость и поэтому в каналах 3 снижается давление. Эти каналы соединены через полость насоса 5 с подпакерным пространством 6 и пластом, откуда пластовая жидкость всасывается в насос и смешивается в камере смешения с рабочей. Смесь жидкостей далее движется по кольцевому пространству насоса и поднимается на поверхность по межтрубному пространству (насос спускают на двух концентрических рядах труб) под давлением нагнетаемой в НКТ рабочей жидкости. Насос может откачивать высоковязкие жидкости и эксплуатироваться в сложнейших условиях (высокие температуры пластовой жидкости, содержание значительного количества свободного газа и песка в продукции и т.д.). По данным НИПИ Гипроморнефтегаз срок службы струйного насоса в абразивной среде не менее 8 месяцев, теоретический отбор жидкости до 4000 м 3 /сут. максимальная глубина спуска — 5000 м, масса погружного насоса 10 кг. В 1971 г. Крецом В.Г. были обоснованы и предложены схемы струйных установок для целей испытания, освоения и эксплуатации нефтяных скважин (НИИ ВН при ТПУ). Тогда внедрены были струйные установки для откачки питьевой воды из скважин (разработанные под руководством В.С. Арбит и С.Я. Рябчикова). Рисунок 36 — Струйно-насосная установка 1 — струйный насос; 2 — ловитель; 3 — силовой насос; 4 — сепаратор; 5 — продуктивный пласт 43 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Рисунок 37 — Схема струйного насоса 1 — насосно-компрессорные трубы; 2 — сопло; 3 — каналы; 4 — диффузор; 5 — входная часть насоса; 6 — подпакерное пространство. 5. ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН Системы газлифтной добычи зависят от источника рабочего агента: а) используется отделенный от скважинной продукции газ (необходимы подготовка газа и его сжатие); б) при наличии внешнего источника, таких как газовый пласт, газопровод, газоперерабатывающий завод следует использовать бескомпрессорную газлифтную систему (отличается простотой); в) применение системы эрлифта с использованием воздуха в качестве рабочего агента. Газлифтный способ добычи нефти, при котором жидкость поднимается из забоя за счет энергии газа, нагнетаемого с устья, позволяет эксплуатировать скважины, продукция которых содержит большое количество газа и песка, а также скважины с высокой обводненностью продукции, значительно искривленным стволом, низким динамическим уровнем и плохими коллекторскими свойствами пласта. Существует две основные разновидности газлифта — периодический и непрерывный. При этом газ может подаваться в скважину по кольцевому пространству (кольцевая система) или по НКТ (центральная система). Ниже приводится описание оборудования схемы закрытой установки типа ЛН (непрерывного газлифта кольцевой системы). Газлифтная установка ЛН (рисунок 38) предназначена для добычи газлифтным способом из условно-вертикальных и наклонно-направленных скважин. Рабочая среда —нефть, газ, пластовая вода с содержанием СО 2 до 1 % и механических примесей до 0.1 г/л. Оборудование предусматривает возможность перевода скважин с фонтанного способа эксплуатации на газлифтный без подъема скважинного оборудования. Установка включает в себя скважинные камеры КТ1, газлифтные клапаны 2Г или 5Г, пакер 2ПД- ЯГ с гидравлическим управлением, ниппель, глухую и циркуляционную пробки. В период фонтанирования скважины в карман скважинных камер устанавливаются пробки. При переводе скважины на газлифтный способ эксплуатации пробки заменяются газлифтными клапанами. После спуска скважинного оборудования, монтажа фонтанной арматуры и посадки пакера, а также замены глухих пробок на газлифтные клапаны в затрубное пространство скважины через отвод трубной головки нагнетается газ. Под давлением нагнетаемого газа и гидростатического столба жидкости в скважине все газлифтные клапаны открываются и жидкость перетекает из затрубного пространства в подъемные трубы. Так как давление закрытия первого верхнего клапана меньше давления открытия второго клапана, первый клапан закрывается. Нагнетаемый газ начинает поступать в подъемные трубы через второй клапан. Столб жидкости выше второго клапана аэрируется и выносится на поверхность. Давление в подъемных трубах на глубине расположения второго клапана уменьшается, что приводит к 44 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ дальнейшему перетоку жидкости из затрубного пространства в подъемные трубы через последующие клапаны. Уровень жидкости в затрубном пространстве понижается и достигает третьего клапана. Нагнетаемый газ начинает поступать в подъемные трубы через третий клапан. Уровень жидкости в затрубном пространстве продолжает понижаться и в момент обнажения третьего клапана закрывает второй. Рисунок 38 — Газлифтная установка ЛН 1 — фонтанная арматура; 2 — скважинная камера; 3 — колонна насосно-компрессорных труб; 4 — газлифтный клапан; 5 — пакер; 6 — приемный клапан; 7 — ниппель приемного клапана. Техническая характеристика Условный диаметр эксплуатационной колонны, мм 146, 168 Условный диаметр насосно-компрессорных труб, мм 60, 73, 89 Рабочее давление, МПа (кгс/см 2 ) 21 (210), 35 (350) Максимальная глубина спуска скважинного оборудования 2500, 5000 Температура рабочей среды, К 373 — 393 Угол отклонения ствола скважины от вертикальных, град 55 Габаритные размеры, мм длина 15135 ¸ 15285 диаметр 118 ¸ 145 Масса, кг 309 ¸ 496 Работа скважины на заданном технологическом режиме осуществляется через нижний клапан. Наиболее широко применяются газлифтные установки ЛН рассчитаны на рабочее давление 21 и 35 МПа, максимальную глубину спуска скважинного оборудования — 5000 м, температуру скважинной среды до 120 °С и имеют массу от 185 до 585 кг. 45 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Периодический газлифт осуществляется путем прерывной подачи агента в скважину, т.е. циклами. 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 отекания жидкости по стенкам труб и отделяющий поднимаемый столб жидкости от газа. При ударе о верхний амортизатор, расположенный в плунжере, клапан автоматически открывается, плунжер падает вниз, а 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. В настоящее время распространение установок периодического газлифта невелико. |