Диплом. Разработка_нефтяного_месторождения_StudentLib. Сут и газа дебитом 3,8 тыс м
 Скачать 1.52 Mb.
|
|
Оборудование устья добывающих скважин На устье скважины обсадные колонны обвязываются, т.е. соединяются частью оборудования скважины, называемой однофланцевой колонной головкой. Колонная головка жестко соединяет в единую систему все обсадные колонны скважины, воспринимает усилия от их веса и передает всю нагрузку кондуктору. Она обеспечивает изоляцию и герметизацию межколонных пространств и одновременно доступ к ним для контроля состояния стволовой части скважины и выполнения необходимых технологических операций. Колонная головка служит пьедесталом для монтажа эксплуатационного оборудования, спущенного в скважину. Конструктивно колонная головка - это сочетание нескольких связанных между собой элементов - катушек или крестовин, несущих обсадные колонны. Число этих элементов зависит от числа обсадных колонн скважин. Условия работы колонной головки достаточно сложны: нагрузка от веса обсадных колонн может превышать в глубоких скважинах несколько сот килоньютонов. Элементы колонной головки воспринимают также давление от среды, контактирующей с ними. При наличии в пластовой жидкости или газе Н2S, СО2 или при сильной минерализации пластовых вод колонная головка подвергается их коррозийному воздействию. В глубоких скважинах при закачке теплоносителей их стволы и колонные головки нагреваются до 150-250°С, в условиях севера могут охлаждаться до неизбежно приводит к серьезным авариям, нанесению ущерба окружающей среде, а в отдельных случаях может быть причиной возникновения пожаров, взрывов, несчастных случаев. Оборудование устья фонтанных скважин На фонтанных нефтяных скважинах предполагается установка фонтанной арматуры АФК2-65-35К1ХЛ - Арматура фонтанная, для сред содержащих СО3 до 6%, условный проход по стволу и боковым струнам 0,065 м, рабочее давление 35 МПа. На рис. 4.3 показана фонтанная арматура тройникового типа с запорными устройствами ЗД, ЗДШ. При эксплуатации скважины газожидкостная смесь из подъемных труб НКТ-73, проходит через открытую центральную задвижку и направляется на выкид, и далее пройдя через штуцер ЗДШ, в выкидную линию (на схеме не показана), соединяющую арматуру с нефтесборным коллектором и далее АГЗУ. Задвижки на правом отводе крестовины трубной головки при фонтанной работы скважины закрыты, левый отвод крестовины трубной головки служит для подачи рабочего реагента (газ, промывочные жидкости, ПАВ). Для контроля за технологическим процессами и устьевыми параметрами скважины, устанавливаются два технических манометра с трехходовыми кранами или с вентилями: один на отводе крестовика трубной головки для замера давления в межтрубном пространстве скважины (затрубное давление), другой в верхней части арматуры для замера давления в трубах НКТ (трубное или буферное давление). На верхнюю часть фонтанной арматуры (буфер) устанавливают лубрикатор, служит для проведения технологических операций, таких как спуск, подъем контрольно-измерительных приборов (глубинных манометров, дебетометров) или депарафинизационных скребков, проведения ГДИС. На боковых отводах елки устанавливают задвижки штуцерные типа ЗДШ65-35К1ХЛ с дисковыми штуцерами (металлокерамические). Замена штуцеров в задвижке ЗДШ производится одним оператором в течение 3 - 5 мин при закрытом положении шибера без сброса давления из системы. На месторождении применяется фонтанная арматура: АФК2-65-35К1ХЛ (изготовитель - ЗАО «Технология», г. Воткинск) - арматура фонтанная коррозионностойкая, предназначена для работы в холодных макроклиматических районах. Таблица 4.2 Техническая характеристика фонтанной арматуры
Задвижка предназначена для установки на трубопроводы высокого давления или для работы в составе фонтанных или нагнетательных арматур. Присоединительные размеры задвижек ЗД аналогичны ЗМС (или любые другие по заказу). Таблица 4.3 Техническая характеристика задвижки типа ЗД 65-35К1ХЛ
Таблица 4.4 Присоединительные размеры фланцев задвижки ЗД 65-35К1ХЛ
Задвижка штуцерная ЗДШ 65-35К1ХЛ Задвижка предназначена для установки на трубопроводы высокого давления или для работы в составе фонтанных или нагнетательных арматур. Таблица 4.5 Техническая характеристика задвижки типа ЗДШ 65-35К1ХЛ
Таблица 4.6 Присоединительные размеры фланцев задвижки штуцерной ЗДШ 65-35К1 ХЛ
Уникальная особенность конструкции задвижки ЗД 65-35К1ХЛ и задвижки штуцерной ЗДШ 65-35К1ХЛ получило ряд преимуществ по сравнению с задвижками «классической» конструкции: «открытие-закрытие» задвижки осуществляется рукояткой; свободные внутренние объемы минимальны (т.к. шибер вращается вокруг своей оси), что позволяет исключить замерзание рабочей среды в полостях при низких температурах; Детали задвижки, работающие в контакте с агрессивной средой, изготовлены из высоколегированной хромистой стали; Задвижки сохраняют работоспособность при температуре окружающего воздуха до -60°С и не требует разогрева при выполнении операции «открыть - закрыть»; Благодаря своей конструкции имеет низкое гидравлическое сопротивление; Из перечисленных выше преимущества, были выявлены по ходу работы также и недостатки: Рукоятки задвижек легко снимаются без применения ключей, поэтому после очередного ремонта скважины (КРС), постоянно утериваются; При высоком содержании газа в жидкости, нарушается герметичность задвижек, что осложняет работу по открытию задвижек, а так же замена штуцера на ЗДШ; При низкой температуры окружающего воздуха (-35; -40), задвижки требуют разогрева при выполнении операции «открыть-закрыть»; В ходе эксплуатации выявлено не герметичность клапана масленки, что приводит подтеки масла, а также нефти из масленки. При частой смене штуцера, происходит износ резиновых прокладок, как на самих штуцерах, так и на съемных резьбовых пробках (на схеме и рисунке не указано), нарушается герметичность при открытии ЗДШ; Не обходимо повышенное внимание при смене штуцера, чтобы не допустить перекоса его вовремя установки, а также закручивание пробок, чтобы не сорвать резьбу; При обвязке фонтанной арматуры, в отличие от задвижек «классической» конструкции, рабочий персонал часто путается в порядке установки задвижек данной конструкции, так как они устанавливаются в любом положении, что приводит к неудобству производить операции «открыть - закрыть» во время проведения технологических операций. Конструкция скважины оборудованная ЭЦН На сегодняшний день, механизированная добыча с помощью погружных электроцентробежных насосов, занимает ведущее место на российских нефтедобывающих промыслах. Поскольку имеют разные производительности, габариты, что особенно важно как для высокодебитных скважин с низким газовым фактором, так и для малодебитных. Их наземное оборудование отличается простотой и не требует больших металла затрат для строительства сооружений и фундамента. Поэтому внедрение погружных центробежных насосов на новых скважинах может осуществляться в короткий срок и в любое время года. Поскольку центробежный насос и его привод-электродвигатель Установка погружного электроцентробежного насоса включает в себя погружное и наземное оборудование. На Северо-Останинском нефтяном месторождении, погружной электроцентробежной насосной установкой типа ЭЦН5А-50-2300, оснащена скважина №3. В погружное оборудование входит: электронасосный агрегат, спущенный на глубину 2690 м при помощи колонны насосно-компрессорных труб (НКТ73). Электронасосный агрегат состоит: из погружного электро - двигателя серии ПЭД (табл. 4.6), гидрозащитой, газосепаратора, центробежного насоса, а также обратного и сливного клапанов (выпуск 2007 г., производитель «АЛНАС». Таблица 4.7 Техническая характеристика электродвигателя серии ПЭД
К наземному оборудованию относится: устьевое оборудование (колонная головка, устьевая арматура типа АФК2-65х35К1ХЛ изготовитель ЗАО «Технология», г. Воткинск). Электрооборудование включает в себя: станцию управления «Электон 05» с номинальным напряжением в сети 404 В (производства Электон ЗАО, г. Владимир, рис. 4.8), трехфазный маслянистый трансформатор ТМПН-400/3-УХЛ1 (мощность 400 кВА, ВН 2,12 кВ, НН 0,38 кВ, рис. 4.9, производитель Уральский завод трансформаторных технологий), трансформаторная подстанция (КТППН). Электроэнергия от трансформатора к погружному электродвигателю подается по кабельной линии, которая состоит из наземного питающего кабеля и основного кабеля с удлинителем. Соединение наземного кабеля с основным кабелем кабельной линии осуществляется в клейменой коробки, которая устанавливается на расстоянии 3-5 метров от устья скважины. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||