- •Безмуфтовые гибкие нкт
- •Нкт с покрытиями
- •Расчет насосно-компрессорных труб.
- •Расчет нкт на циклические нагрузки
- •Расчет нкт на аварийную нагрузку.
- •Расчет нкт на устойчивость
- •Трубы для нефтепромысловых коммуникаций
- •Газлифтная эксплуатация скважин
- •Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию
- •Пусковой клапан.
- •Подъемники с периодическим циклом работы.
- •Гидропакерный лифт.
- •Лифт замещения
- •Оборудование бескомпрессорного газлифта.
- •Центробежные глубинные насосы с электроприводом.
- •Состав оборудования установки и назначения узлов.
- •Погружные электродвигатели
- •Гидрозащита
- •Гидрозащиты нового типа
- •Вспомогательное оборудование
- •Пути совершенствования установок
- •Определение параметров установок эцн
- •Определение необходимого напора эцн
- •Определение глубины погружения насоса.
- •Высота подъема жидкости газом
- •Выбор электродвигателя
- •Определение габаритного диаметра агрегата.
- •Подбор кабеля и трансформатора.
- •Проверка параметров трансформатора и станции управления
- •Расчет вала эцн на прочность и выносливость.
- •Межремонтный период. Характерные отказы в работе уэцн.
Пусковой клапан.
В процессе подъема жидкости газом не требуется такого большого давления, которое было необходимо при пуске. Поэтому для облегчения пуска скважины в эксплуатацию на колонне НКТ монтируют несколько пусковых клапанов, уменьшающих пусковое давление. Столб жидкости в НКТ в этом случае постепенно газируется начиная от первого от устья клапана, вес столба уменьшается. Управление клапаном автоматическое и осуществляется перепадом давления в НКТ и в затрубном пространстве. Запорным устройством может служить тарельчатый или конусный клапан, управляемыйсильфонным или пружинным приводом. Управляющая система настраивается на поверхности на определенный режим работы в скважине. При настройке учитываются расстояния между клапанами, характеристика поднимаемой жидкости, температура в скважине, от которой зависит сила сжатия сильфона и газа, заполняющего сильфон.
. Максимальноедавление будет в начальный период закачки, когда заканчивается вытеснение нефти в насосно-компрессорные трубы – это давление продавочное или пусковое. После образования в трубах нефтегазовой смеси давление закачиваемого газа значительно понижается(рабочее давление).
1 – отверстие в НКТ
2 – сильфон,
3 – шток
4 – отверстие в межтрубном пространстве
5 – клапан управляющий
6 – обратный клапан
Клапан крепится к НКТ. В сильфоне 2 газ имеет определенное повышенное давление. Камера сильфона сообщена с затрубным отверстием 4. Сильфон штоком 3 соединен с клапаном 5. Давление в сильфоне подбирается таким образом, что при отжатии жидкости в затрубье до клапана и соответствующем повышения давления газа сильфон сжимается и открывает клапан. Газ поступает в НКТ через открытый клапан и продолжает отжимать жидкость к следующему нижнему клапану. Процесс рассчитывается таким образом, что при достижении уровнем газа нижнего клапана он открывается для доступа газа в НКТ, а у верхнего клапана давление в затрубье падает, сильфон разжимается и закрывает клапан. Для предотвращения обратного потока из НКТ имеется клапан 6.
Кроме сильфонного клапана шифра Г, применяется клапаны типов У/М, КПА-2, КПГ с пружинной управляющей системой. Клапаны типа Г выпускают с диаметрами 20, 25 и 38мм. Рабочее давление до 21МПа.
Сильфонные клапаны могут устанавливаться НКТ снаружи. Для этого на патрубках НКТ привариваются сёдла, в которых размещаются клапаны. Но в этом случае для смены клапанов необходимо поднимать колонны НКТ. Новый метод установки клапанов предусматривает спуск клапана 3 внутрь колонны НКТ, доведение его до газлифтной камеры 1, затем до посадочного гнезда 2 и установку в нем. Клапаны могут спускаться на проволоке или штангах, со спецустановочнымприспособлением (рис). Подъем таких клапанов возможен без подъема НКТ, с помощью специальных съемников. После образования в трубах нефтегазовой смеси давление закачиваемого газа значительно понижается(рабочее давление).
Схема работы компрессорных установок в замкнутом газлифтовом цикле изображается на рисунке. (Газлифт применяется чаще, т.к. при эрлифте происходит окисление нефти кислородом воздуха). Газ, сжатый компрессором 1 с целью выделения из него, влаги охлаждается в концевом холодильнике 2, затем проходит через масловлагоотделитель 3, газораспределительную батарею станции 4, позволяющую производить нужные переключения компрессоров, и по магистральной линии поступает в промысловую газораспределительную будку 5, а оттуда – на отдельные скважины 6.
9 – градирня
Из скважины газ вместе с поднятой нефтью поступает в промысловый сепаратор 7, где он отделяется от нефти и затем через головной сепаратор компрессорной станции 8 вновь поступает на прием компрессоров.
Для работы в газлифтовом цикле на нефтяных промыслах преимущественно используются электроприводные и газомоторные компрессоры с рабочим P=5-10МПа и объемной производительностью 12-200 .
Для поддержания пластового давления (ППД) применяют метод непрерывной закачки в пласт газа или воды. Это так называемые вторичные методы эксплуатации нефтяных месторождений. Для закачки газа в пласт используют компрессоры среднего (до 10 МПа), либо высокого (>10 МПа) давления. Широко применяются для этой цели так называемые дожимные компрессоры, повышающие давление газа, предварительно сжатого обычными компрессорами.Схема работы дожимных компрессоров показана на рисунке
Газ, сжатый компр. сред.давлен. 1, через концевые холодильники 2 и масловлагоотделитель 3, через газораспределительную батарею 4 и дополнительный сепаратор 5 поступает на прием дожимного компрессора 6, сжимающего газ до нужного давления. Газ высокого давления, прошедший концевой холодильник 7 и сепаратор 8, через скважину 9 нагнетается в пласт. Наибольшее распространение на нефтяных промыслах получили дожимные компрессоры, сжимающие газ от 4-5МПа до 25 и более, при мощности>300-1500л.с.(>220-1104КВт) при .
В закрытой системе эксплуатации нефтепромыслов иногда применяютиндивидуальные подвесные компрессоры, устанавливаемые на станках- качалках, а также групповые компрессоры(на 10-20 скважин)Рабочее давление этих компрессоров до 5 атм. (0,5 МПа), производительность подвесных – до 350 , групповых – до.
Для перекачки газа на небольшие расстояния применяют компрессоры с рабочим давлением P=4-8атм с . Для перекачки газа по магистралям на большие расстояния широко применяют газомоторные компрессоры (и в последнее время центробежные компрессоры с газотурбинным приводом с рабочим давлением до 10-12 МПа,N=6-9тыс.КВт. Центробежный компрессор менее трудоемок при ремонте и обладает большим межремонтным периодом. Процесс его работы можно автоматизировать.с электроприводом синхронным э/двигателем СТДП-6300-2УХЛ-4N=6300КВт с n=50. Мультипликатор увеличивает частоты доn=150-180.
ГМК типа 10ГК з-да. «Двигатель революции» двухтактный, V-образный газовый двигатель с 10-ю цилиндрами. Компрессорная часть агрегата может быть скомпонована из 3-5 горизонтальных компрессорных цилиндров двойного действия. Областью применения 10ГК является перекачка горючих газов по крупным магистральным газопроводам. Воздух в продувочные насосы поступает по каналу, расположенному в нижней части станины. Сжатый насосом, он поступает по каналам для продувки цилиндров. Система подачи газа в цилиндр двигателя состоит из регулятора подачи, газовыпускных клапанов, коромысел и толкателей, приводимых в движение кулачками, установленными на валу двигателя. Система зажигания с двумя магнето, каждые из которых обслуживает один ряд цилиндров.пуск – сжатым воздухом, распредел. на пять цилиндров.
10ГК1 10ГКМ 10ГКНА
Давление на приеме, кгс/25-30 55 55
Рабочее давление, кгс/55 250 250
Производительность, 370 370 566
Число ступ.сжатия 1- -
Число цилиндров компрессора 3 5
Число цилиндров двигателя 10 10 10
Диаметр цилиндров компр. 197
Длина хода поршня компрессора 356
Число оборотов, об/мин 300 300 300
Мощность двигателя, л.с. 1000 1000 1500
Вес, т.с. 63
С 1971г. начат выпуск газомоторных компрессоров МК-8 ,N=2060КВт. Имеет более высокий к.п.д. как силовой так и компрессорной части. Он полностью автоматизирован.
Лекция 3