Контрольная работа по дисциплине: Нефтегазопромысловое оборудование

     

     Рисунок 20. Принципиальная схема концевого клапана: 1 - конический клапан; 2 - рабочее отверстие; 3 - регулировочная головка для изменения натяжения пружин; 4 - шариковый клапан для промывки скважин.

     Рисунок 21. Положение уровней жидкостей при пуске газлифтной скважины.

     В однорядном подъемнике вместо рабочей  муфты с рабочими отверстиями  может применяться так называемый концевой рабочий клапан, поддерживающий постоянный перепад давления при прохождении через него газа, равный 0,1—0,15 МПа, достаточный для того, чтобы постоянно удерживать уровень жидкости ниже клапана на 10—15 м. Концевой клапан обычно приваривается к спецмуфте с внешней стороны и имеет пружинную регулировку необходимого перепада давления и расхода газа. Такой клапан снабжается еще специальным шариковым клапаном, который закрывает рабочее отверстие и позволяет осуществлять обратную промывку скважины до забоя (рис. 20). Схемы оборудования скважин при периодическом газлифте приведены на рисунке 22. По схеме 1 газ периодически подается в подъёмник после накопления в нем определенного столба жидкости. Камера замещения (схема 2) позволяет избежать несовершенства первой схемы, устраняя избыточно большие расходы газа и противодавление на забой. Плунжерный подъёмник (схема 3) в отличие от первых двух может работать за счет энергии газа, поступающего в скважину из пласта. Схемы 4, 5 – наиболее совершенны, ибо позволяют уменьшить металлоемкость и увеличить надежность работы оборудования

       

     Рисунок 22. Оборудование скважин при периодическом газлифте: 1- периодический газлифт; 2 - периодический газлифт с камерой замещения; 3 - гидропакерный поршень; 4 - периодический газлифт с газлифтным и обратным клапанами; 5 - периодический газлифт с камерой замещением и газлифтным клапаном. 

     Пуск  газлифтных скважин (на примере двухрядного  подъемника).

     При нагнетании газа жидкость в межтрубном пространстве колонн НКТ оттесняется  вниз, а вытесняемая перетекает в  трубы малого диаметра из эксплуатационной колонны, в результате чего уровень в ней становится ниже статического. Поэтому давление на забое становиться выше пластового и часть жидкости поглощается пластом. На любой момент времени давление закачиваемого газа соответствует гидростатическому давлению столба жидкости высотой, равной разности уровней в трубах малого диаметра (или затрубном пространстве) и межтрубном пространстве.

     По  мере нагнетания газа увеличивается  разность уровней и возрастает давление заканчиваемого газа.

     Давление  закачиваемого газа во время достижения уровнем жидкости в межтрубном пространстве башмака подъемных труб будет максимальным. Это давление называется пусковым - Р_пус. Как только начнется, излив газожидкостной смеси, давление на башмаке подъемных труб уменьшится. Среднее давление нагнетаемого газа при установившемся режиме газлифтной скважины называется рабочим Р_р.

     Таким образом, запуск газлифтных скважин  осуществляется продавкой газом  из газораспределительного пункта (ГРП) или от передвижных компрессоров. Для снижения пускового давления в современных газлифтных установках применяют последовательное газирование участков лифта через пусковые газлифтные клапаны. 

     

3. Наземное  оборудование

 
     

1. Компрессорная станция

     При компрессорном газлифте комплекс оборудования для эксплуатации группы скважин значительно сложней, чем при фонтанной эксплуатации, и состоит из компрессорной станции, газораспределительной и газосборной сети, систем подготовки газа и газлифтного оборудования скважин.

       Для газлифта чаще всего применяют поршневые компрессоры с газовыми двигателями или с электроприводом. В последние годы – центробежные компрессоры с газотурбинным или электроприводом.

     

       На рис. 23 показана схема оборудования компрессорной станции. По газопроводам 1 и 2 к станции поступает газ после предварительной обработки на установках подготовки нефти. Газ проходит сепараторы 3 для отделения жидкости и механических примесей и подается к компрессорам по линии 5 через регулятор давления «после себя» 4 к двигателям компрессоров 10ГК. Остальная, основная часть газа по трубопроводу 6 идет в цилиндры компрессоров 7. После сжатия в ступени 1 газ направляется по линии 9 в маслоотделители 11, холодильники первой ступени 12 и сепараторы среднего давления 14, где отделяется влага. Ко второй ступени газ подается по линии 8. Такая же обработка газа проводится и после второй ступени в аппаратах 11, 13 и 15. К этим аппаратам газ подается по линии 10. Влага от всех сепараторов поступает в емкости для конденсата 16, 17 и 18 и отбирается насосами насосной 19. Газ после сжатия и обработки направляется но линии 20 к потребителю (на газобензиновый завод, на скважины для газлифта и т. п.). Для охлаждения воды холодного и горячего цикла применяют градирни 21, где имеются емкость и насосная, расширительный бак с насосом горячего цикла. Для компрессорной, на которой установлено обычно 7—10 компрессоров, необходимо масляное хозяйство, так как расход масел различных марок велик (емкости и насосы маслохозяйства 22). Кроме того, запуск компрессора производится сжатым воздухом, запас которого в специальной емкости пополняется небольшими вспомогательными компрессорами 23.

       
 

     Сжатый  газ от газопровода или компрессорной  станции (КС) подается в газораспределительные  пункты (ГРП), каждый из которых направляет его в группу газлифтных скважин.

     Газ распределяется, с помощью газораспределительных  батарей (ГРБ), число которых на каждом ГРП может быть разным в зависимости  от числа скважин, приходящихся на газораспределительный  пункт и на батарею. В последнее  время батареи выполняются блочными и комплектно поставляются промыслам заводами-изготовителями. Батарея представляет собой сочетание напорных линий с регулирующими устройствами, обычно игольчатыми дросселями, позволяющими распределять газ по скважинам в соответствии с заданными параметрами. Контроль распределения и параметры регистрируются приборами, размещенными в шкафу КИП.

     Для добычи нефти непрерывным газлифтным способом при подаче газа с поверхности  выпускаются газлифтные установки  типа Л, ЛН и ЛП (рис.24), обеспечивающие автоматический пуск и освоение скважины, а также ее стабильную работу в заданном режиме.

     Установка типа Л применяется в вертикальных скважинах, типа ЛН — в наклонно-направленных. Установки позволяют использовать однорядный подъемник и осуществлять переход с фонтанного способа эксплуатации на газлифтный без подъема колонны.

     Установка типа Л включает в себя фонтанную  арматуру АКФЗа-65Хх210 и скважинное оборудование, состоящее из скважинных камер типа К, газлифтных клапанов типа Г, пакера ПН-ЯГМ и приемного клапана. В установках, где применяются клапаны Г-38 и Г-38Р, для фиксации их в карманах скважинных камер пользуются кулачковыми фиксаторами ФК-38. Газлифтные клапаны устанавливаются и извлекаются из скважины с помощью набора инструментов канатной техники из комплекта КИГК и ИКПГ.

     В установках типа ЛИ применяются скважинные камеры типа КТ, обеспечивающие совместно  с отклонителем ОК надежную посадку  газлифтных клапанов в карманы скважинных камер. Установка ЛН-73Б-210 оснащена пакером 2ПД-ЯГ-118-500, остальные — пакером 1ПД-ЯГ-13б-500.

     Для эксплуатации скважин периодическим  газлифтом выпускается газлифтная установка типа ЛП с регулированием цикличности подачи газа на устье.

     На  фонтанной арматуре установлен регулятор  цикла времени СР-2. Скважинное оборудование состоит из скважинных камер типа К и одной камеры КН с газоотводным устройством, газлифтных клапанов типа Г, камеры замещения, разрядного клапана, приемного клапана с посадочным ниппелем и пакера типа ПН-ЯГМ. 

     

2. Внутрискважинное  оборудование

НКТ, пакеры и клапаны-отсекатели описаны выше и принципиально не отличаются от применяемых в газлифтной эксплуатации.

Пусковые  и рабочие клапаны

     Пусковые  клапаны обеспечивают пуск скважины методом аэрации при последовательном автоматическом увеличении глубины  ввода газа. При работе скважины на установившемся режиме пусковые клапаны остаются все время закрытыми, а газ подается через рабочие клапаны. Управляющим давлением для этих клапанов является давление газожидкостной смеси в колонне подъемных труб.

     При непрерывном газлифте в качестве нижнего рабочего клапана можно использовать пусковой, отрегулированный на открытие при давлении, соответствующем глубине ввода газа.

     Открытие  или закрытие газлифтного клапана  осуществляется чувствительным элементом, который настраивается до установки  клапана в скважину на определенное усилие. Чувствительным элементом в клапанах может быть сильфонная или мембранная камера, пружина или комбинация их.

       

     Клапаны с сильфонными, пружинными и комбинированными чувствительными элементами могут  быть уравновешенными и неуравновешенными. Для уравновешенных клапанов давления открытия и закрытия равны.

     Широкое применение в нефтедобывающей промышленности нашли газлифтные клапаны с сильфонным чувствительным элементом. Сильфонную камеру клапана заряжают азотом, давление которого в ней для правильной работы клапана должно быть увязано с параметрами скважины и нагнетаемого газа.

     Основными узлами неуравновешенного сильфонного  газлифтного клапана, управляемого давлением нагнетаемого газа (рисунок 25), являются корпус, узел зарядки, сильфон, шток, седло и обратный клапан, предотвращающий обратный переток жидкости, что особо важно при установке пакеров, посадка которых осуществляется гидравлическим или гидромеханическим способами.

     Клапан  работает следующим образом: давление азота в сильфонной камере действует на его эффективную площадь и создает силу, прижимающую шток к седлу. 

     

       

     Давление  нагнетаемого газа в затрубном пространстве и давление газожидкостной смеси  в колонне подъемных труб стремятся открыть клапан.

       Пусковой клапан типа У1М показан на рисунке 26. При подаче газа в затрубное пространство жидкость из последнего выжимается в насосно-компрессорные трубы через отверстия в ниппеле 4. На поверхности устанавливается необходимая площадь проходного сечения отверстий с помощью перекрытия их регулировочным кольцом 1. После того как к пусковому клапану подойдет газ, он начнет поступать в насосно-компрессорные трубы (НКТ), смешается с жидкостью и поднимет ее до устья. Часть жидкости будет отведена через устьевое оборудование. Оставшаяся в скважине смесь жидкости с газом будет создавать уже меньший напор у пускового клапана. Газ сможет продолжать отжимать уровень жидкости в затрубном пространстве. Давление газа в затрубье будет снова повышаться. У клапана 2 возникнет определенная разность давления — снизу большее давление газа в затрубье, сверху меньшее давление смеси в НКТ. Тогда клапан 2 поднимется, сжимая пружину 3, перекроет отверстия в ниппеле 4 и закроет доступ газа в насосно-компрессорные трубы. Шарик 5 упадет на седло.

       Усилие пружины, действующее на клапан 2, можно изменять с помощью регулировочной гайки. Пружина пускового клапана защищена кожухом 6. Расстояние между пусковыми клапанами должно быть такое, чтобы при закрытии верхнего клапана жидкость в затрубье была отжата газом до пускового клапана, находящегося ниже первого. При этом газ начинает поступать в нижний клапан, и столб жидкости в насосно-компрессорных трубах уменьшает свой вес. Далее продолжается отжатие жидкости в затрубном пространстве, в полости ниже второго пускового клапана.

       Шарик 5 выполняет роль обратного клапана, необходимого для предотвращения утечки жидкости из НКТ при промывке скважины. В этом случае в трубы нагнетается жидкость, давление ее выше, чем давление среды в затрубье.

Скважинные  камеры.

     В скважинных камерах газлифтных установок в процессе эксплуатации скважины фонтанным и затем газлифтным способами устанавливаются глухие пробки, ингибиторные, циркуляционные и газлифтные клапаны.

     

       
 

     Скважинные  камеры с эксцентричным расположением  кармана для клапанов являются наиболее совершенными и распространенными. Они сохраняют проходное сечение в месте установки клапана, равным проходному сечению колонны подъемных труб. Это позволяет проводить все скважинные работы (исследование, промывку призабойной зоны, смену съемных элементов скважинного оборудования) без извлечения колонны подъемных труб.