Файл: Основные сведения о разработке нефтяных и газовых залежей.doc
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 17.03.2024
Просмотров: 133
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
готовлению муфт на современном оборудовании высокой точности с числовым программным управлением.
Одной из основных характеристик труб является условный диаметр, который с точностью до долей миллиметра соответствует наружному диаметру тела трубы: 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102 и 114 мм.
Трубы маркируют у муфтового конца; на клейме указывают условный диаметр, группу прочности стали, толщину стенки, товарный знак завода, месяц и год выпуска.
Спуск специальной колонны подъемных труб необходим для;
наиболее полного использования энергии попутного газа, пузырьки которого, устремляясь вверх, увлекают за собой жидкость;
предохранения эксплуатационной колонны от разрушения или истирания ее абразивными частицами и агрессивными компонентами пластовой жидкости;
подъема песка и воды, скапливающихся на забое скважины по мере эксплуатации скважины;
пуска скважины в эксплуатацию, а также проведения ремонтных работ.
Насосно-компрессорные трубы используют не только для подъ-
2!)
ема пластовой жидкости при различных способах эксплуатации, но и в качестве промывочных — для подачи в скважину промывочной жидкости при гидроразрыве, кислотной обработке и т. п., а также для удержания различных инструментов при проведении ПР.
Для предотвращения открытого фонтанирования при выходе из строя устьевого оборудования или во время ремонтных работ в скважине размещают клапаны-отсекатели, изолирующие ее нижнюю часть. Клапан-отсекатель устанавливают стационарно, не извлекая его на поверхность, или спускают на колонне подъемных труб. Помимо собственно клапана при этом спускают пакер для герметизации затрубного пространства, якорь для восприятия осевой нагрузки от давления жидкости или газа и передачи ее эксплуатационной колонне, а также ряд клапанов — циркуляционный для временного сообщения внутренней полости подъемных труб с затрубным пространством при промывке забоя, затрубного пространства, обработки забоя химическими реагентами и т. п., клапан для ввода ингибитора, телескопическое соединение для компенсации линейных деформаций колонны от собственного веса, давления или нагрева.
§ 2. ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН
В зависимости от конкретных условий эксплуатации скважины используют различные схемы газлифтных установок. Все они включают устьевое оборудование и внутрискважинное.
Наиболее часто в качестве устьевого оборудования используют фонтанную арматуру, в которой для подвески второго ряда труб устанавливают вторую катушку. В редких случаях применяют специальную, упрощенную и более легкую арматуру, изготовляемую в промысловых мастерских и предназначенную только для нагнетания газа в трубы или межтрубное пространство. Если эксплуатация скважины сопровождается интенсивным отложением парафина, то на арматуре устья устанавливают дополнительно лубрикатор, через который на проволоке в скважину опускают скребок для механического удаления парафина.
На устье газлифтных скважин устанавливают клапан-регулятор с исполнительным механизмом для стабилизации давления, подаваемого в скважину рабочего агента, поскольку в магистральных линиях часто происходят его колебания, нарушающие нормальную работу скважин.
При выборе конструкции подъемника учитывают, в частности, характерные особенности его эксплуатации. Двухрядный подъемник обеспечивает более равномерную работу скважин — пульсация потока жидкости, поднимающейся по трубам, мала, поскольку объем кольцевого пространства, заполненного газом, меньше, чем объем подъемных труб, а столб жидкости в затрубном пространстве играет роль компенсатора и обеспечивает равномерное поступление жидкости к башмаку подъемных труб.
Для однорядного подъемника характерна пульсация, что зат-
30
рудняет регулирование подачи рабочего агента и способствует образованию песчаных пробок и отложению парафина. Вместе стем однорядный лифт требует использования меньшего количества насосно-компрессорных труб. Для равномерного поступления рабочего агента в полость подъемных труб используют рабочие клапаны.
При однорядном подъемнике
(рис. II.3) рабочий агент подают
в затрубное пространство скважины. При использовании пусковых клапанов пластовая жидкость вытесняется в подъемные трубы до тех пор, пока давление не достигнет величины, соответствующей регулировке верхнего клапана, после чего он открывается и пропускает газ во внутреннюю полость колонны подъемных труб. По мере его подъема верхняя часть столба жидкости газируется и начинает двигаться вверх — часть ее вытекает из колонны подъемных труб. В результате давление в колонне уменьшается, уровень жидкости в затрубном пространстве понижается до тех пор, пока не достигнет следующего, нижерасположенного клапана. После этого (в соответствии с регулировкой клапанов) верхний клапан закрывается, а нижний открывается и начинается процесс газирования нижерасположенного объема пластовой жидкости,
Рис. П.З. Схема газлифтной установки:
1 — устьевое оборудование (фонтанная арматура); 2— скважинная камера; 3 — газлифтный клапан; 4 — пакер; 5 — приемный клапан
находящегося во внутренней полости колоны подъемных труб.
Этот процесс повторяется до
тех пор, пока весь объем жидкости во внутренней полости подъемных труб не будет газирован. После этого пусковые клапаны закроются, а газ будет поступать через башмак подъемных труб или рабочий клапан. Для замены пусковых или рабочих клапанов с целью их регулировки, при отказе или поломке без подъема колонны труб клапаны устанавливают
в специальных эксцентричных скважинных камерах, располагаемых по длине колонны на расчетных глубинах. Спускаемый в карман скважинной камеры клапан в рабочем положении уплотняется специальными кольцами и фиксируется пружинной защелкой. Скважинную камеру изготавливают таким образом, чтобы проходное сечение колонны и соосность труб полностью сохранялись. Это позволяет извлекать и устанавливать клапаны в любой последовательности независимо друг от друга.
Клапаны устанавливают или извлекают инструментом, спускаемым в скважину с помощью лебедки на канате или проволоке.
К характерным особенностям работы газлифтных установок с
точки зрения проведения подземных ремонтов следует отнести следующее: отложения парафина в компрессорных скважинах по сравнению с фонтанными при одинаковом составе нефти значительнее, что объясняется более интенсивным охлаждением нефти в процессе ее подъема по колонне труб. Признаком запарафинивания труб является постепенное повышение давления рабочего агента при одновременном уменьшении дебита. Парафин из подъемных труб удаляют теми же методами, что и при фонтанной эксплуатации, поскольку арматура устья в обоих случаях идентична, внутренняя полость подъемных труб свободна от какого-либо оборудования. Аналогичные признаки характерны и при отложении солей на стенках насосно-компрессорных труб. Интенсивность их отложения зависит от содержания воды в пластовой жидкости, ее химического состава, наличия углекислого газа. Для уменьшения интенсивности отложения солей в струю рабочего агента, направляемого в скважину, вводят специальные химические реагенты.
При газлифтной эксплуатации, когда в качестве рабочего агента применяют воздух, а продукция скважин содержит большое количество воды и сероводорода, происходит интенсивная коррозия колонны подъемных труб и деталей устьевой арматуры, соприкасающихся с пластовой жидкостью. Коррозия может быть настолько интенсивной, что через месяц в насосно-компрессорных трубах образуются сквозные свищи, что приводит к необходимости замены колонны. В кольцевом пространстве двухрядного подъемника из продуктов коррозии труб могут образовываться пробки, перекрывающие поперечное сечение и вызывающие прихваты внутреннего ряда труб.
Для предупреждения подобных явлений к наиболее эффективным профилактическим средствам относятся использование в качестве рабочего агента нефтяного газа, а также насосно-компрессорных труб с внутренним покрытием. Положительный эффект достигается также при подаче в поток рабочего агента различных ингибиторов коррозии.
§ 3. ШТАНГОВЫЕ СКВАЖИННЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ
При использовании штанговой скважинной насосной установки (ШСНУ) пластовая жидкость поднимается скважинным насо-
32
Рис. II.4. Балансирный станок-качалка:
1—канатная подвеска; 2—балансир с поворотной головкой; 3— опора балансира; 4 — стойка; 5 — шатун; 6 — кривошип; 7 — редуктор; 8 — ведомый шкив; 9 — клиноременная передача; 10 — электромотор; 11 — ведущий шкив; 12 – ограждения; 13 — салазки поворотные для электромотора; 14 — рама; 15 — противовес; 16 - траверса; 17 — тормозной шкив
сом объемного действия, спускаемым на колонне насосно-компрессорных труб и приводимым в действие балансирным станком-качалкой посредством колонны штанг. Установка состоит из двух частей — подземной и наземной. Подземное оборудование включает собственно насос, защитные приспособления — газовые и песочные якори, предназначенные для снижения вредного действия песка и газа, находящихся в пластовой жидкости, колонны насосно-компрессорных труб и штанг. Наземное состоит из устьевого оборудования и балансирного станка-качалки.
Работа всего этого комплекса была подробно рассмотрена в
§ 3 гл. I.
Балансирный станок-качалку (рис. 11.4) монтируют на массивном фундаменте из сборного или монолитного железобетона. Станок-качалка включает раму, на которой смонтированы стойка, понижающий редуктор с тормозом и приводной электродвигатель. Двигатель соединен с редуктором клиноременной пе-
33
редачей, шкив которой установлен на одном конце ведущего вала, на другом находится тормозной шкив. Тормоз служит для остановки балансира в нужном положении, так как, например, при отсоединении штанг он под действием силы тяжести грузов, (укрепленных на нем или кривошипе, стремится повернуться вокруг своей оси. В тормоз входят две колодки с фрикционными накладками, прижимаемыми к тормозному шкиву с помощью винта, соединенного с приводной ручкой. Редуктор служит для уменьшения числа оборотов, передаваемых от двигателя к балансиру. Он состоит из чугунного корпуса с крышкой, внутри которого на подшипниках качения располагаются три вала двухступенчатой зубчатой передачи. На выходном валу редуктора по обе его стороны установлены кривошипы, пальцы которых соединены с шатунами. В верхней
Одной из основных характеристик труб является условный диаметр, который с точностью до долей миллиметра соответствует наружному диаметру тела трубы: 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102 и 114 мм.
Трубы маркируют у муфтового конца; на клейме указывают условный диаметр, группу прочности стали, толщину стенки, товарный знак завода, месяц и год выпуска.
Спуск специальной колонны подъемных труб необходим для;
наиболее полного использования энергии попутного газа, пузырьки которого, устремляясь вверх, увлекают за собой жидкость;
предохранения эксплуатационной колонны от разрушения или истирания ее абразивными частицами и агрессивными компонентами пластовой жидкости;
подъема песка и воды, скапливающихся на забое скважины по мере эксплуатации скважины;
пуска скважины в эксплуатацию, а также проведения ремонтных работ.
Насосно-компрессорные трубы используют не только для подъ-
2!)
ема пластовой жидкости при различных способах эксплуатации, но и в качестве промывочных — для подачи в скважину промывочной жидкости при гидроразрыве, кислотной обработке и т. п., а также для удержания различных инструментов при проведении ПР.
Для предотвращения открытого фонтанирования при выходе из строя устьевого оборудования или во время ремонтных работ в скважине размещают клапаны-отсекатели, изолирующие ее нижнюю часть. Клапан-отсекатель устанавливают стационарно, не извлекая его на поверхность, или спускают на колонне подъемных труб. Помимо собственно клапана при этом спускают пакер для герметизации затрубного пространства, якорь для восприятия осевой нагрузки от давления жидкости или газа и передачи ее эксплуатационной колонне, а также ряд клапанов — циркуляционный для временного сообщения внутренней полости подъемных труб с затрубным пространством при промывке забоя, затрубного пространства, обработки забоя химическими реагентами и т. п., клапан для ввода ингибитора, телескопическое соединение для компенсации линейных деформаций колонны от собственного веса, давления или нагрева.
§ 2. ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН
В зависимости от конкретных условий эксплуатации скважины используют различные схемы газлифтных установок. Все они включают устьевое оборудование и внутрискважинное.
Наиболее часто в качестве устьевого оборудования используют фонтанную арматуру, в которой для подвески второго ряда труб устанавливают вторую катушку. В редких случаях применяют специальную, упрощенную и более легкую арматуру, изготовляемую в промысловых мастерских и предназначенную только для нагнетания газа в трубы или межтрубное пространство. Если эксплуатация скважины сопровождается интенсивным отложением парафина, то на арматуре устья устанавливают дополнительно лубрикатор, через который на проволоке в скважину опускают скребок для механического удаления парафина.
На устье газлифтных скважин устанавливают клапан-регулятор с исполнительным механизмом для стабилизации давления, подаваемого в скважину рабочего агента, поскольку в магистральных линиях часто происходят его колебания, нарушающие нормальную работу скважин.
При выборе конструкции подъемника учитывают, в частности, характерные особенности его эксплуатации. Двухрядный подъемник обеспечивает более равномерную работу скважин — пульсация потока жидкости, поднимающейся по трубам, мала, поскольку объем кольцевого пространства, заполненного газом, меньше, чем объем подъемных труб, а столб жидкости в затрубном пространстве играет роль компенсатора и обеспечивает равномерное поступление жидкости к башмаку подъемных труб.
Для однорядного подъемника характерна пульсация, что зат-
30
рудняет регулирование подачи рабочего агента и способствует образованию песчаных пробок и отложению парафина. Вместе стем однорядный лифт требует использования меньшего количества насосно-компрессорных труб. Для равномерного поступления рабочего агента в полость подъемных труб используют рабочие клапаны.
При однорядном подъемнике
(рис. II.3) рабочий агент подают
в затрубное пространство скважины. При использовании пусковых клапанов пластовая жидкость вытесняется в подъемные трубы до тех пор, пока давление не достигнет величины, соответствующей регулировке верхнего клапана, после чего он открывается и пропускает газ во внутреннюю полость колонны подъемных труб. По мере его подъема верхняя часть столба жидкости газируется и начинает двигаться вверх — часть ее вытекает из колонны подъемных труб. В результате давление в колонне уменьшается, уровень жидкости в затрубном пространстве понижается до тех пор, пока не достигнет следующего, нижерасположенного клапана. После этого (в соответствии с регулировкой клапанов) верхний клапан закрывается, а нижний открывается и начинается процесс газирования нижерасположенного объема пластовой жидкости,
Рис. П.З. Схема газлифтной установки:
1 — устьевое оборудование (фонтанная арматура); 2— скважинная камера; 3 — газлифтный клапан; 4 — пакер; 5 — приемный клапан
находящегося во внутренней полости колоны подъемных труб.
Этот процесс повторяется до
тех пор, пока весь объем жидкости во внутренней полости подъемных труб не будет газирован. После этого пусковые клапаны закроются, а газ будет поступать через башмак подъемных труб или рабочий клапан. Для замены пусковых или рабочих клапанов с целью их регулировки, при отказе или поломке без подъема колонны труб клапаны устанавливают
в специальных эксцентричных скважинных камерах, располагаемых по длине колонны на расчетных глубинах. Спускаемый в карман скважинной камеры клапан в рабочем положении уплотняется специальными кольцами и фиксируется пружинной защелкой. Скважинную камеру изготавливают таким образом, чтобы проходное сечение колонны и соосность труб полностью сохранялись. Это позволяет извлекать и устанавливать клапаны в любой последовательности независимо друг от друга.
Клапаны устанавливают или извлекают инструментом, спускаемым в скважину с помощью лебедки на канате или проволоке.
К характерным особенностям работы газлифтных установок с
точки зрения проведения подземных ремонтов следует отнести следующее: отложения парафина в компрессорных скважинах по сравнению с фонтанными при одинаковом составе нефти значительнее, что объясняется более интенсивным охлаждением нефти в процессе ее подъема по колонне труб. Признаком запарафинивания труб является постепенное повышение давления рабочего агента при одновременном уменьшении дебита. Парафин из подъемных труб удаляют теми же методами, что и при фонтанной эксплуатации, поскольку арматура устья в обоих случаях идентична, внутренняя полость подъемных труб свободна от какого-либо оборудования. Аналогичные признаки характерны и при отложении солей на стенках насосно-компрессорных труб. Интенсивность их отложения зависит от содержания воды в пластовой жидкости, ее химического состава, наличия углекислого газа. Для уменьшения интенсивности отложения солей в струю рабочего агента, направляемого в скважину, вводят специальные химические реагенты.
При газлифтной эксплуатации, когда в качестве рабочего агента применяют воздух, а продукция скважин содержит большое количество воды и сероводорода, происходит интенсивная коррозия колонны подъемных труб и деталей устьевой арматуры, соприкасающихся с пластовой жидкостью. Коррозия может быть настолько интенсивной, что через месяц в насосно-компрессорных трубах образуются сквозные свищи, что приводит к необходимости замены колонны. В кольцевом пространстве двухрядного подъемника из продуктов коррозии труб могут образовываться пробки, перекрывающие поперечное сечение и вызывающие прихваты внутреннего ряда труб.
Для предупреждения подобных явлений к наиболее эффективным профилактическим средствам относятся использование в качестве рабочего агента нефтяного газа, а также насосно-компрессорных труб с внутренним покрытием. Положительный эффект достигается также при подаче в поток рабочего агента различных ингибиторов коррозии.
§ 3. ШТАНГОВЫЕ СКВАЖИННЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ
При использовании штанговой скважинной насосной установки (ШСНУ) пластовая жидкость поднимается скважинным насо-
32
Рис. II.4. Балансирный станок-качалка:
1—канатная подвеска; 2—балансир с поворотной головкой; 3— опора балансира; 4 — стойка; 5 — шатун; 6 — кривошип; 7 — редуктор; 8 — ведомый шкив; 9 — клиноременная передача; 10 — электромотор; 11 — ведущий шкив; 12 – ограждения; 13 — салазки поворотные для электромотора; 14 — рама; 15 — противовес; 16 - траверса; 17 — тормозной шкив
сом объемного действия, спускаемым на колонне насосно-компрессорных труб и приводимым в действие балансирным станком-качалкой посредством колонны штанг. Установка состоит из двух частей — подземной и наземной. Подземное оборудование включает собственно насос, защитные приспособления — газовые и песочные якори, предназначенные для снижения вредного действия песка и газа, находящихся в пластовой жидкости, колонны насосно-компрессорных труб и штанг. Наземное состоит из устьевого оборудования и балансирного станка-качалки.
Работа всего этого комплекса была подробно рассмотрена в
§ 3 гл. I.
Балансирный станок-качалку (рис. 11.4) монтируют на массивном фундаменте из сборного или монолитного железобетона. Станок-качалка включает раму, на которой смонтированы стойка, понижающий редуктор с тормозом и приводной электродвигатель. Двигатель соединен с редуктором клиноременной пе-
33
редачей, шкив которой установлен на одном конце ведущего вала, на другом находится тормозной шкив. Тормоз служит для остановки балансира в нужном положении, так как, например, при отсоединении штанг он под действием силы тяжести грузов, (укрепленных на нем или кривошипе, стремится повернуться вокруг своей оси. В тормоз входят две колодки с фрикционными накладками, прижимаемыми к тормозному шкиву с помощью винта, соединенного с приводной ручкой. Редуктор служит для уменьшения числа оборотов, передаваемых от двигателя к балансиру. Он состоит из чугунного корпуса с крышкой, внутри которого на подшипниках качения располагаются три вала двухступенчатой зубчатой передачи. На выходном валу редуктора по обе его стороны установлены кривошипы, пальцы которых соединены с шатунами. В верхней