1. Манифольд фонтанных скважин.

Манифольд - система труб и отводов с задвижками или кра­нами - служит для соединения фонтанной арматуры с трубопроводом, но которому продукция скважины поступает иа групповую замерную установку (ГЗУ). Простейшая схема маиифольда крестовой фонтан­ной арматуры показана на рис. 7.24. Она предусматривает наличие двух практически идентичных обвязок (рабочая и резервная), в каждой из которых есть регулируемый штуцер 1, вентили 2 для отбора проб жид­кости и газа, запорное устройство 3 для сброса продукции на факел или в земляной амбар и предохранительный клапан 6. Элементы схемы со­бираются в одно целое с помощью фланцевых соединений 7. Узлы, очерченные четырехугольниками ( №№ 1, 2,3), собираются иа заводе.

Рис. 7.24. Схема обвязки крестовой фонтанной арматуры:

I- регулируемый штуцер; 2 - вентили; 3 - запорное устройство для сброса продукции на факел или в земляной амбар; 4 -тройник; 5 - крестовина; 6 - предохранительный клапан; 7 - фланцевое соединение; ПЗУ - групповая замерная установка

2. Состав оборудования при газлифтной эксплуатации скважин.

Принципиальпая схема газлифтного цикла приведена па рис. 7.15.

При наличии газовой скважины высокого давления реализу­ется бескомпрессорный лифт. Газ из скважины 1 через газовый сепаратор 2 подастся в теплообменник 3. Нагретый газ после допол­нительной очистки в сепараторе 4 проходит через газораспределительную батарею 5 и направляется к газлифтным сква­жинам 6. Продукция скважин направляется в газонефтяиой сепаратор 7, после которого нефть поступает в коллектор, а газ, содержащий капельки нефти проходит дополнительную очистку в сепараторе 8 и после сжатия в компрессорной станции 9 поступает в систему про­мыслового сбора.

Если газовой скважины высокого давления нет, то для газлиф­та используется попутный нефтяной газ. После компримирования газ из компрессорной станции 9 последовательно проходит теплообмен­ник 3, газовый сепаратор 4 и так далее, пока вновь не поступит на станцию 9. В данном случае используется замкнутый газлифтный цикл, при котором нагнетаемый в скважины газ многократно используется для подъема жидкости.

При насосном способе эксплуатации подъем нефти из сква­жин на поверхность осуществляется штанговыми и бесштаиговыми насосами.

Рис. 7.15. Схема газлифтного цикла при добыче нефти:

1 - газовая скважина высокого давления; 2,4,8 - газовый сепаратор; 3 - теплообменник; 5 - газораспределительная батарея; 6 – газлифтная скважина; 7 - газонефтяной сепаратор; 9 - компрессорная станция

I- газ высокого давления из газовой скважины;II- продукция газлифтной скважины; Ш - нефть;IV- газ низкого давления, содержащий капельную нефть;V- газ низкого давления, очищенный от нефти;VI- сжатый газ в систему промыслового сбора;VII- газ высокого давления после

компрессорной станции

Контрольные вопросы:

1.Для чего предназначен манифольд?

2.Расскажите схему обвязки крестовой фонтанной арматуры

3.Что представляет собой газлифтная схема?

Литература

1. Аскеров М.М., Сулейманов А.Б. Ремонт скважин: Справ, пособие. — : Недра, 1993.

2. Ангелопуло O.K., Подгорнов В.М., Аваков Б.Э. Буровые растворы для осложненных условий. — М.: Недра, 1988.

3. Броун СИ. Нефть, газ и эргономика. — М: Недра, 1988.

4. Броун СИ. Охрана труда в бурении. — М: Недра, 1981.

5. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению: В 3 т.: 2-е изд., перераб. и доп. - М: Недра, 1993-1995. - Т. 1-3.

6.Булатов А.И. Формирование и работа цементного камня в скважи­на, Недра, 1990.

7.Варламов П.С Испытатели пластов многоциклового действия. — М: Недра, 1982.

8.Городнов В.Д. Физико-химические методы предупреждения осложне­ний в бурении. 2-е изд., перераб. и доп. — М: Недра, 1984.

Лекция 36

Тема:.

План:1. Бесштанговые насосы и область их применения.

2. Станки качалки.

1. Бесштанговые насосы и область их применения.

ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН БЕСШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ

Назначение и устройство электропогружных насосов

Для отбора из скважин больших количеств жидкости ис­пользуют лопастный насос с рабочими колесами центробежно-го типа, обеспечивающий большой напор при заданных пода­чах жидкости и габаритах насоса. Наряду с этим, в нефтяных скважинах некоторых районов с вязкой нефтью необходима большая мощность привода относительно подачи. В общем слу­чае эти установки носят название электропогружные электро­насосы. В первом случае - это установки центробежных элек­тронасосов (УЭЦН), во втором - установки погружных винто­вых электронасосов (УЭВПТ).

Скважинные центробежные и винтовые насосы приводятся в действие погружными электродвигателями. Электроэнергия подводится к двигателю но специальному кабелю. Установки ЭЦН и ЭВН довольно просты в обслуживании, так как на по­верхности имеются станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода.

При больших подачах УЭЦН имеют достаточный КИЛ (до 0,35), позволяющий конкурировать этим установкам со штанго­выми установками и газлифтом.

При этом способе эксплуатации борьба с отложениями па­рафина проводится достаточно эффектинно с помощью автома­тизированных проволочных скребков, а также путем нанесе­ния покрытия внутри поверхности НКТ.

Межремонтный период работы УЭЦН в скважинах доста­точно высок и составляет до 100 сут.

Скважинный насос имеет 80-400 ступеней. Жидкость по­ступает через сетку в нижней части насоса. Погружной элект­родвигатель маслозанолпенный, герметизированный. Во избежаниепопадания в неги пластовой жидкости устанавливается узел гидрозащиты. Элект[юэнергия с поверхности подается но круглому кабелю, а около насоса - но плоскому. При часто­те тока 50 Гц частота вращения вала двигателя синхронная и составляет 3000 мин"¹и 2800-2950 мин"¹(с учетом скольже­ния).

Трансформатор (автотрансформатор) используют для по­вышения напряжения тока от 380 (промысловая сеть) до 400-2000 В.

Станция управления имеет приборы, показывающие силу тока и напряжение, что позволяет отключать установку вруч­ную или автоматически.

Колонна НКТ оборудуется обратным и сливным клапанами. Обратный клапан удерживает жидкость в НКТ при остановках насоса, что облегчает запуск установки, а сливной освобождает НКТ от жидкости перед подъемом агрегата при установленном обратном клапане.

Для повышения эффективности работы для вязких жидкос­тей (до 6-10"¹м²/с) в диапазоне подач 16-200 лг'/сут созданы скважинные винтовые насосы с погружным элект­родвигателем. Установка скважинного винтового насоса, по­добно установке ЭЦН, имеет погружной электродвигатель с компенсатором и гидрлзащитой, винтовой насос, кабель, об­ратный и сливной клапаны (встреченные в НКТ), оборудова­ние устья, транссформатор и станцию управления. За исклю­чением насоса, части установки идентичны.

Одновинтовой насос объемного типа имеет однозаходный винт с внутренним диамет, вращающийся в двухзаходной обойме (рис. 6.1). Длина шага нарезки винтаIв 2 раза мень­ше длины шага обоймыТ. Контактная линия на длине шаха обоймы образует одну замкнутую полость, которая за один оборот винта перемещается на длину его шага к выкиду насо­са. Крайнее положение оси отдельных сечений винта имеет отклонение от оси обоймы, равное2е. Объем одной замкнутой полости равен площади4е, умноженной на длину шага обоймы 7" (см. рис. 6.1). Частота вращения винтап определяет число этих полостей, перемещаемых к выкиду насоса в единицу вре­мени.

Подача винтового насоса

Q= 4еаТп,

где а - коэффициент.

На длине обоймы и винти можно расположить три-четыре имкнутые области. Напоры, создаваемые насосами, составляют

200-1200 м. Допустимое количество свободного газа на приеме насека почти достигает 50 %.

Шифр установок ЭВН аналогичен шифру установок ЭЦН.

Серийно выпускаются установки: УЭВНТ-5А-16-1200, УЭВНТ-5А-25-1 000! УЭВНТ-5А-100-1000, УЭВНТ-200-900.

Область применения и характеристики погружных насосов

Область применения центробежных насосов в нефтедобыче довольно велика: но дебиту 40-1000 м /сут; но напорам 740-1800 м (для отечественных насосов).

Наиболее эффективны эти насосы при работе в скважинах с большими дебитами. Очевидно, что но дебитам центробежные насосы превосходят СШН, а но энергоемкости они предпочти­тельнее газлифта.

Однако для УЭЦН существуют ограничения по условиям скважин, например высокий газовый фактор, большая вяз­кость, высокое содержание механических примесей и т.д.

Создание насосов и электродвигателей в модульном испол­нении дает возможность точнее подбирать УЭЦН к характери­стике скважины но дебитам и напорам.

Все зги факторы с учетом экономической целесообразности должны быть приняты во внимание при выборе способов экс­плуатации скважин.