Файл: Нефтегазопромысловое оборудование 1 Изобразить скважину законченную бурением и объяснить назначение элементов конструкции.doc
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 20.03.2024
Просмотров: 16
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
13)21) Оборудование устья скважин УШГН. Назначение устьевого сальника.
Наземное оборудование: станок-качалку, редуктор, электродвигатель, блок управления скважиной
Для подвески насосных труб, вывода продукции скважины в выкидную линию, герметизации устья, а также для отбора газа из затрубного пространства, на устье скважины устанавливают специальное оборудование. Наиболее распространенным оборудованием устья скважин на промыслах является устьевой сальник. Это оборудование состоит из шайбы, имеющей по центру внутреннюю цилиндрическую резьбу, патрубка, муфты и тройника-сальника. Устьевой сальник с самоустанавливающей головкой с двойным уплотнением позволяет заменять изношенные сальниковые набивки без разрядки скважины.
14)22) Назначение НКТ, насосных штанг. Маркировка.
Насосные штанги представляют собой стержень круглого поперечного сечения с высаженными концами, на которых располагается участок квадратного сечения и резьба. Резьба служит для соединения штанг с муфтами, а участок квадратного сечения используется для захвата штанги ключом при свинчивании и развинчивании резьбового соединения. ШН предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру насоса. Изготавливаются в основном из легированных сталей круглого сечения длиной 8000 мм и укороченные — 1000 - 1200, 1500, 2000 и 3000 мм как для нормальных, так и для коррозионных условий эксплуатации.
Шифр штанг — ШН-22 обозначает: штанга насосная диаметром 22 мм. Марка сталей — сталь 40, 20Н2М, 30ХМА, 15НЗМА и 15Х2НМФ с пределом текучести от 320 до 630 МПа.
У нас в стране штанги выпускаются диаметром 16, 19, 22, 25 мм, а допускаемое напряжение, для наиболее широко распространенных марок сталей, составляет 70...130 МПа. В небольших количествах выпускаются штанги с допускаемыми напряжениями 150 Мпа.
НКТ – явл каналом для подъёма добываемой жидкости, служат для подвески глубинного оборудовнаия, явл каналом для проведения различных технологических работ, служат инструментом воздействия на забой и призабойную зону. НКТ исполнения А – длина 10м, В- 1)5.5-8.5 м 2)8.5-10м. Следущей группы прочности Д-650МПа, К-700МПА, Е-750МПА, Л-800МПА, М-900МПА. Трубы маркируют у муфтого конца на клейме указывают условный диаметр, группу прочности, толщину стенки, товарный знак завода, месяц и год выпуска.
15)23) Регулирование режима работы УШГН.
Регулируют с помощи изменения длины хода полированного штока и изменение числа качаний достигаеться при помощи смены шкива на валу электродивгателя.
Регулирующие устройства предназначены для регулирования режима работы скважины путем дросселирования (установка штуцера)потока рабочей среды изменением площади проходов боковых отводов фонтанной арматуры.Штуцера представляют собой
насадку с относительно небольшим проходным сечением от 2 до 20 мм.
16)24) Осложнения при эксплуатации скважин оборудованных УШГН
Осложнения в работе скважин эксплуатируемых УШГН возникают по причине неисправностей как подземного так и наземного оборудования и скважины. Так как мы имеем дело с работой нескольких узлов, каждый из которых состоит из отдельных деталей, то установление истинной причины неисправности может оказаться непростой задачей. Чтобы выявить причину отказа глубинного оборудования иногда требуется поднять его на поверхность.
Опишем некоторые, наиболее очевидные осложнения, которые может выявить оператор, а иногда и устранить.
Парафинообразоваиие в насосно-компрессорных трубах. Устанавливается:а) динамографированисм по возрастанию нагрузки на головку балансира;б) увеличением силы тока по амперметру при ходе вверх. Образование песчаной пробки. Устанавливается контролемза динамикой механических примесей-продуктов разрушения пласта в пробах жидкости. Возрастают также и нагрузки на голову балансира. Эмульсияобразование. Ведет к увеличению вязкости жидкости, росту сил трения при движении колонны штанг и увеличению нагрузки на головку балансира. Увеличение давления в выкидном трубопроводе. Причины: а) запарафинивание; б) образование вязкой эмульсии. Определяется увелечением давления в рабочем манифольде по маномет-РУ- Снижение подачи насоса. Оценивают по замерам на ГЗУ Причины: а) износ клапанов; б)уменьшение глубины погружения и влияние газа; в) засорение фильтра насоса; г) засорение забоя и перекрытие рабочей толщины пласта.
Односторонний износ полированного штока. Причина: нарушение центровки станка-качалки.
17)25) Наземное и подземное оборудование УЭЦН
Подземное : 1)Погружной агрегат, который состоит: из на вертикальном вала электродвигатель (ПЭД), многоступенчатого насоса и гидрозащиты. 2)Кабельная линия служащяя для подачи электроэнергии к ПЭД 3)Колона НКТ 4)Обратный клапан 5)Сливной клапан
Наземное : 1)устьевая арматура скв 2)Трансформатор для регулировнаия величины напряжения подоваемый к ПЭД 3)Станция управления, ощуствляет запуск и контроль УЭЦН
18)26) Оборудование устья скважин УЭЦН. Особенности конструкции.
Устьевое оборудование: 1)устьевая арматура скв 2)Трансформатор для регулировнаия величины напряжения подоваемый к ПЭД 3)Станция управления, ощуствляет запуск и контроль УЭЦН.
Для эксплуатации обводненных, высокодебитных, глубоких и наклонных скважин широко распространены погружные центробежные электронасосы (УЭЦН). Отличительная черта таких насосных установок – расположение двигателя непосредственно у насоса и устранение штанг.
19)27) Осложнения при эксплуатации скважин оборудованных УЭЦН
Неполадки в работе скважины могут быть вызваны отложениями песка, парафина и солей, вредным влиянием газа. Борьба с вредным влиянием газа на работу ЭЦН осуществляется так. Увеличивают глубину погружения насоса под динамический уровень, в результате чего возрастает давление на приеме и, как следствие, уменьшается объемный расход свободного газа за счет сжатия, т. е. увеличивается растворимость газа в нефти.
20)28) Назначение и принцип работы диафрагменных, винтовых, гидропоршневых, струйных насосов.
Скважинные диафрагменные насосы предназначены для работы в условиях больших пескопроявлений (значительного содержания механических примесей) или для откачки агрессивных жидкостей, так как перекачиваемая жидкость соприкасается только с клапанами, диафрагмой и стенками рабочей полости. Подача УЭДН составляет 4...16 м3/сут при напоре 650...1700 м. Межремонтный период их при откачке агрессивных сред с массовым содержанием механических примесей до 1,8% существенно больше, чем межремонтный период скважинных штанговых насосов и ЭЦН. Наиболее важной особенностью глубинных диафрагменных насосов является расположение всех рабочих органов насоса, кроме всасывающего и нагнетательного клапанов, в маслозаполненной герметичной камере. Эта камера отделена от добываемой жидкости гибкой диафрагмой. Таким образом, воздействию добываемой жидкости подвергается минимально возможное количество деталей глубинного насоса.
Винтовые насосы предназначены для перекачивания сред с различной степенью вязкости с вакуумметрической способностью до 8 м, а также с содержанием механических примесей и без них. Винтовые насосы различных модификаций должны подключаться к трехфазной сети переменного тока частотой 50 Гц, напряжением 380В через устройство защитного отключения. Универсальность системы винтовых насосов объединяет многие положительные свойства других видов насосов: 1)не имеет всасывающего и напорного клапанов, однако, пропорциональную числу оборотов, равномерную величину подачи. 2)перекачивание неоднородных, газосодержащих и абразивных сред таких, которые содержат прочные и волокнистые вещества с консистенцией, не способной к текучести. 3)перекачивает среды наивысшей вязкости. 4)возможность применения для дозирования. 5) не вспенивает перекачиваемое вещество. Установки гидропоршневых насосов. Блочные автоматизированные установки гидропоршневых насосов (УГН) предназначены для добычи нефти из 2—8 кустовых наклонно-направленных скважин с внутренними диаметрами эксплуатационных колонн 117,7—155,3 мм. Установки можно применять для добычи нефти плотностью 870 кг/м3, содержащей до 99% воды, до 0,1 г/л механических примесей, до 0,01 г/л сероводорода, при температуре пласта до 120 °С. Принцип действия установки основан на использовании гидравлической энергии жидкости, закачиваемой под высоким давлением по специальному каналу в гидравлический забойный поршневой двигательвозвратно-поступательного действия, преобразующий эту энергию в возвратно-поступательное движение жестко связанного с двигателем поршневого насоса. Струйные насосы используются для подъема воды из артезианских скважин, для водоотлива и водопонижения при производстве строительных работ, для подмешивания горячей воды в системах отопления. На канализационных сооружениях их используют, например, для удаления осадка из песколовок и перемешивания ила в метантенках. Струйные насосы можно применять также для откачивания воздуха из центробежных насосов перед их пуском. Принцип действия струйного насоса следующий. В сопле жидкость за счет сужения поперечного сечения приобретает большую скорость, кинетическая энергия ее возрастает, а потенциальная, следовательно, уменьшается. При этом давление снижается и при определенной скорости становится меньше атмосферного, т.е. во всасывающей камере возникает вакуум. Под действием вакуума жидкость из приемного резервуара по всасывающей трубе поступает во всасывающую камеру и далее в камеру смешения. В камере смешения происходит перемешивание потока рабочей жидкости, при этом рабочая жидкость отдает часть энергии перекачиваемой жидкости, поступившей из приемного резервуара. Пройдя камеру смешения, поток поступает в диффузор, где его скорость постепенно уменьшается, а статический напор увеличивается. Далее по напорному трубопроводу жидкость попадает в сборный резервуар. Достоинства и преимущества: Достоинствами струйных насосов являются простота конструкции, надежность в работе, небольшие габариты и невысокая стоимость. Недостатки: К недостаткам можно отнести низкий КПД и необходимость подачи к соплу относительно больших объемов жидкости под высоким давлением.
21)29) Раздельная эксплуатация пластов одной скважиной. Назначение и устройство пакера.
При добыче нефти часто приходится встречаться с проблемой одновременной эксплуатации нескольких нефтеносных горизонтов, имеющих различные характеристики (пластовое давление, проницаемость, пористость, давление насыщения, вязкость нефти, наличие неньютоновских свойств и др.) одной скважиной. К тому же, каждый горизонт иногда содержит несколько пластов с различными характеристиками, требующими индивидуального подхода к их разработке. Даже в пределах одного пласта, отличающегося достаточной геологической однородностью, всегда присутствуют пропластки с различной проницаемостью, разделенные тонкими непроницаемыми прослоями. Фильтрация по таким пропласткам может происходить независимо. Более того, в отдельных пластах могут существовать различные давления и нефти с различными свойствами, что обусловливает необходимость раздельной эксплуатации пластов. Дальнейшее развитие технологии раздельной эксплуатации нескольких пластов пошло по пути создания специального оборудования, спускаемого в скважину, вскрывающую два или три пласта. Основным элементом такого оборудования является пакер, изолирующий пласты друг от друга, с отдельными каналами для выхода жидкости на поверхность. технология и соответствующее оборудование для раздельной эксплуатации должны допускать осуществление всех тех технологических мероприятий, которые применяют при вскрытии этих пластов отдельными скважинами. Полностью выполнить эти требования практически не удается даже в простейшем случае, т. е. при раздельной эксплуатации двух пластов через одну скважину. Возможности раздельной эксплуатации через одну скважину существенно зависят от размера эксплуатационной колонны. При больших диаметрах (168 мм и больше) легче удовлетворить большую часть изложенных требований и создать достаточно надежное оборудование.
22)30) Схема и назначение оборудования сбора и подготовки нефти на промысле.
23)31) Описать работу АГЗУ
АГЗУ предназначена для автоматического учета количества жидкости и газа, добываемых из нефтяных скважин с последующим определением дебита скважины. Установка позволяет осуществлять контроль над работой скважин по наличию подачи жидкости и газа и обеспечивает передачу этой информации, а также информацию об аварии на диспетчерский пункт.
Областью применения установок является нефтегазодобывающие предприятия, имеющие скважины с дебитом до 400 м3\сут и содержанием газа в жидкости при нормальных условиях до 160 м3\м3.
УСТРОЙСТВО И ПРИНЦИП РАБОТЫ
Оборудование групповой установки рассчитывается на подключение и сбор продукции с 8—12, а иногда и более скважин.
Продукция, поступающая со скважины, замеряется периодически для каждой скважины.
Продукция скважин по сборным коллекторам, через обратные клапана и линии задвижек поступает в переключатель ПСМ (переключатель скважин многоходовой). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется через задвижку в сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий трубопровод через задвижку.
В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке, поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. При содержании газа в жидкости при нормальных условиях более 160м3\м3 должна применяться заслонка дисковая, которая поставляется по особому заказу.
С помощью регулятора расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями. Регулятор расхода РР соединен двумя импульсными трубками с сосудом и линией после заслонки. При перепаде давления РР обеспечивает выход жидкости из сосуда через счетчик ТОР в общий трубопровод. Из общего трубопровода жидкость движется на ДНС или УПСВ. Для предотвращения превышения давления в сосуде на нем установлен предохранительный клапан СППК. СППК срабатывает при давлении в сосуде выше допустимого и жидкость из сосуда поступает в дренажную линию. Он тарируется не реже чем 1 раз в год (давление тарировки Р тар=Р раб.сосуда * 1
1.25).
Счетчик ТОР выдает на блок управления и индикации (БУИ) или пункт контроля и управления импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.
Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики, через КП. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода и в системе гидравлического управления ГП повышается давление. Привод переключателя ПСМ, под воздействием давления гидропривода ГП, перемещает поворотный патрубок переключателя и на замер подключается следующая скважина.
Длительность измерения определяется установкой реле времени в режиме местной автоматики. Время измерения определяется руководством промысла в зависимости от дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др. Если ЗУ оборудованы системой телемеханики, время замеров выставляется с диспетчерского пульта промысла.
Замерные установки оборудованы электрическим освещением, обогревателями и принудительной вентиляцией. Помещение БУИ или ПКУ имеет естественную вентиляцию и электрические обогреватели.
Все оборудование смонтировано на металлическом основании. На основании, по периметру рамы, крепятся панели укрытия. Внутренняя полость панелей заполняется теплоизоляционным материалом и обшивается металлическими листами.
24)32) Назначение и основные технологические процессы УКПН
Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента). Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц. На нефтяных промыслах чаще всего используют централизованную схему сбора и подготовки нефти. Сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ (газоперерабатывающий завод). Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС). Обычно на одном нефтяном месторождении устраивают один ЦПС. Но в ряде случаев один ЦПС устраивают на несколько месторождений с размещением его на более крупном месторождении. В этом случае на отдельных месторождениях могут сооружаться комплексные сборные пункты (КСП), где частично производится обработка нефти. На ЦПС сосредоточены установки по подготовке нефти и воды. На установке по подготовке нефти осуществляют в комплексе все технологические операции по ее подготовке. Комплект этого оборудования называется УКПН - установка по комплексной подготовке нефти.
