МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ. Реферат Газлифт и мембранные насосы
 Скачать 265.29 Kb.
|
|
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Филиал Удмуртского Государственного Университета в городе Воткинск». Реферат «Газлифт и мембранные насосы» Выполнил: студент 4 курса РиЭНиГМ Стерхов Илья Васильевич 2023 ГАЗЛИФТ Газлифтная добыча - способ подъема жидкости из скважины, применяемый для добычи нефти и пластовых вод за счет энергии газа, находящегося под избыточным давлением. В качестве рабочего агента применяется сжатый компрессором попутный газ или воздух, а также природный газ под естественным давлением. В том числе применяется газ из продуктивного пласта, вскрытого той же скважиной. Задача газлифта - газирование жидкости. При этом плотность газожидкостной смеси (а следовательно, давление ее столба в скважине) с ростом газосодержания уменьшается, забойное давление скважины снижается. Газлифт используют при наличии факторов, которые усложняют работу насосов: – высокое газосодержание или температура жидкости, – наличие песка, – отложения парафина и солей, – а также добыча в кустовых и наклонно направленных скважинах. Сущность, разновидность и область применения газлифтного способа эксплуатации По мере разработки месторождения условия эксплуатации скважин ухудшаются: а) обводняется продукция — увеличивается гидростатическое давление столба флюидов, образуется высоковязкая эмульсия, возрастают потери давления на трение в стволе и выкидной линии; б) при отсутствии применения или недостаточной эффективности ППД возможно уменьшение pпл. А это приводит к нарушению условия фонтанирования. Применение ППД продлевает период фонтанирования до наступления определенной обводненности, а при большой гидропроводности пласта иногда даже до 100% обводненности продукции. Область применения газлифта — высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные скважины, а также скважины в труднодоступных условиях (например, затопляемость, паводки, болота, отсутствие дорог и др.). Преимущества его по сравнению с другими, особенно механизированными способами эксплуатации, следующие: высокая технико-экономическая эффективность; отсутствие подъемных механизмов и трущихся деталей; большой межремонтный период; простота обслуживания скважин и регулирования работы, автоматизации и смены режимов; возможность проведения широкого комплекса исследовательских работ, централизованная дозировка различных добавок в скважину; использование энергии пластового газа; отсутствие отрицательного влияния пластового газа, высоких забойных температур; надежность наземного оборудования и т.д. серьезные недостатки: низкий коэффициент полезного действия всей газлифтной системы, включающей компрессорную станцию, газопроводы и скважины; большие капитальные вложения на строительство компрессорной станции и газопроводов; большие энергетические затраты на компримирование газа; сравнительно высокие эксплуатационные расходы на обслуживание компрессорной станции; сравнительно низкий коэффициент полезного действия, равный 0,09— 0,16, против насосных способов (0,25—0,3 для центробежных и 0,25 для штанговых насосов). Газлифт можно применять только при наличии достаточного количества углеводородного газа. Поэтому ввиду названных недостатков газлифта производят технико-экономическое сопоставление газлифтного и насосного способов эксплуатации и выбирают наиболее эффективный способ. Конструкции и системы газлифтных подъемников Конструкция любого газлифтного подъемника должна обеспечивать в скважине наличие двух каналов: для закачки газа; для подъема газожидкостной смеси на поверхность. Такие каналы могут быть созданы либо двумя параллельными либо концентрично расположенными рядами труб. Ввиду сложности спуска в скважину на большие глубины двух параллельных рядов труб, жестко связанных внизу у башмака, и невозможности использования НКТ больших диаметров при малом (96,3—140,3мм) диаметре эксплуатационной колонны.В зависимости от числа рядов труб, концентрично расположенных в скважине, различают конструкции двух-, полутора- и однорядных подъемников.  В зависимости от направления подачи газа различают кольцевую и центральную системы подъемников. При кольцевой газ закачивают в кольцевое (затрубное или межтрубное) пространство, а при центральной — в центральные трубы. На практике газлифтные скважины в основном работают по кольцевой системе, так как оптимальные условия лифтирования достигаются обычно при малых проходных сечениях, а при центральной системе песок разъедает соединения муфт на трубах и возможен их обрыв, в случае добычи парафинистой нефти периодическое удаление отложений парафина со стенок кольцевого пространства затруднено  1-забой скважины; 2 — обсадная колонна; 3 — компрессорная колонна; 4 — разделительное устройство (пакер); 5 — рабочий газлифтный клапан; 6 — пусковые клапаны. МЕМБРАННЫЕ НАСОСЫ По классификации насосного оборудования по принципу действия мембранные насосы относятся к насосам объемного действия. Перекачивание жидкости достигается за счет колебания эластичной мембраны под воздействием сжатого воздуха. Основными преимуществами мембранных насосов являются: герметичность перекачиваемой среды,отсутствие быстро вращающихся деталей и, как следствие, легко изнашиваемых,самовсасывание,возможность перекачивания сред с крупноразмерными частицами и высоко-абразивных взвесей. Принцип действия мембранного насоса  Это объмный насос прямого вытеснения, в котором используются две гибкие мембраны, которые совершают возвратно-поступательное движение назад и вперед, создавая камеру, которая одновременно втягивает и выталкивает жидкость через насос. Мембраны соединены между собой валом через центральную секцию, в которой расположен воздушный клапан. Назначение воздушного клапана состоит в том, чтобы направлять сжатый воздух к внутренней поверхности мембраны, заставляя её отходить от центральной секции. Первая мембрана, благодаря поступаемому сжатому воздуху, выталкивает жидкость из насоса. В то же время вторая мембрана выполняет ход всасывания. Воздух за второй мембраной выталкивается в атмосферу, в результате чего атмосферное давление выталкивает жидкость на сторону всасывания. Шаровый клапан поднимается над седлом, позволяя жидкости протекать через него в жидкостную камеру. Характеристики:Возможность самовсасывания даже при сухом шланге. При этом у различных моделей высота самовсасывания достигает 8-9 м, что позволяет устанавливать насос в помещениях, расположенных выше уровня палубы. Горизонтальный напор достигает 70 м в идеальных условиях. Допускается содержание в перекачиваемой жидкости твердых включений размером до 1/3 диаметра входного отверстия насоса. Для производства мембран применяются материалы, устойчивые к температурным и химическим воздействиям Дополнительное преимущество –полное погружение в жидкость и подача перекачиваемой субстанции на определенную высоту. Максимальное расстояние, на которое производится откачивание нефти, рассчитывается для каждого конкретного случая индивидуально и зависит от таких факторов: 1)Сорт нефти и, соответственно, ее вязкость 2)Температура нефти и окружающей среды 3)Мощность и производительность насоса 4)Диаметр шланга |