Учебное пособие по дисциплине «Нефтегазовые технологии» для студентов, обучающихся по специальности 080502 «Экономика и управление на предприятии в нефтяной и газовой промышленности»

На устье скважины монтируется колонная головка (ГК рис. 4.4) и фонтанная арматура (ФА), состоящая в свою очередь из трубной головки и фонтанной елки (рис.4.4). Колонная головка кроме соединения верхних концов обсадных колон (эксплуатационной, технической, кондуктора) и герметизации их межтрубных пространств, служит основанием (опорой) для монтажа фонтанной арматуры. .

Если скважины оборудованы двух­рядным лифтом, (рис 6.4)фонтанные трубы 2 под­вешивают с помощью тройника 3, а трубы 4 меньшего диаметра с помощью переводной катушки 5. При однорядной конструк­ции подъемника тройник 3 не устанавливают и ряд труб 4 подвешивают к переводнику 5, непосредственно соединяемому с крестовиной 1. Продукция скважины, пройдя центральную за­движку 6, поступает в выкидные линии 8, на которых установ­лены регулирующие устройства 9,. предназначенные для изменения режима эксплуатации скважины. Давление на устье и в затрубном пространстве измеряют манометрами 11. Для спуска в скважину глубинных манометров и других приборов вместо буфера ставят лубрикатор 10.

Арматура рассчитана на давление 7; 14; 21; 35; 70; 105 МПа

А Б ГК

Рис.6.4 Схема крестовой фонтанной арматуры 1. крестовина трубной головки, 2. НКТ большого диаметра, 3. тройник, 4. НКТ меньшего диаметра, 5. переводная катушка, 6. центральная задвижка, 7. крестовина елки, 8. выкидные линии, 9.регулирующее устройство, 10. лубрикатор, 11. манометр, 12. задвижка боковых отводов. Б – трубна головка А - фонтанная елка ГК – головка колонная

Схема обвязки арматуры упрощенного типа показана на рис.6.4а.

рис.6.4 а Фонтанная арматура упрощенного типа и схема ее обвязки: 1 – лубрикатор; 2 – задвижка для подключения паровой линии; 3 – пробоотборные краны; 4 – штуцеры; 5 – концевые задвижки.

Действие газового подъемника и фонтанного одинаковые – в фонтанном газ поступает из пласта, в газовом подается принудительно.

При отсутствии отбора жидкости из пласта, в трубах и обсадной колонне установится статический уровень Н_ст. Давление столба жидкости на забое будет равно пластовому давлению: Р_пл=Н_ст ρg

Для подъема жидкости сжатым газом в скважине обязательны два канала – один для нагнетания газа, второй для подъема газожидкостной смеси (ГЖС) на поверхность. Колонну по которой смесь поднимается на поверхность, называют подъемной, а по которой нагнетается газ – газовой. Подъемная колонна всегда короче газовой.

Механизм газлифтной добычи следующий. При нагнетании газа в скважину нефть сначала полностью вытесняется в подъемную колонну. После этого в подъемную колонну проникает нагнетаемый газ. Газ смешивается с нефтью, в результате чего плотность смеси в подъемной колонне становится значительно меньше плотности нефти.

Высота подъема нефтегазовой смеси в подъемных трубах зависит от количества нагнетаемого газа, глубины погружения труб под статический уровень, их диаметра и вязкости нефти. Если трубы погружены под статический уровень на небольшую величину, то газ поднимает жидкость на некоторую высоту и, прорываясь сквозь нее, выходит на поверхность, а жидкость по стенкам будет стекать вниз.

Чем меньше диа­метр подъемных труб, тем на большую высоту может быть поднята жидкость при одном и том же расходе рабочего агента.

Влияние вязкости на вы­соту подъема жидкости выра­жается в том, что при тех же условиях высота подъема нефти будет больше высоты подъема воды, так как вяз­кость нефти больше вязкости воды. Газу труднее проры­ваться по столбу более вязкой жидкости, поэтому он и под­нимет ее на большую высоту.

Рис.6.5 Газовый подъемник: а – до начала работы, б – во время работы

При непрерывной подаче в подъемные трубы газа газированная жидкость поднимается до устья скважины и поступает в нефтесборные трубопроводы, в скважине устанавливается уровень жидкости, который называют динамическим уровнем (рис.6.4 , б). Динамический уровень Н_дин всегда ниже ста­тического.

Давление столба жидкости от забоя до положения динами­ческого уровня равно забойному давлению

р_заб=Н_динρg

Положение статического и динамического уровней определяется следующими соотношениями:

Расстояние от устья до динамического уровня, составляющее высоту подъема h₀ газированной жидкости, будет равно

где Н – глубина скважины (от устья до продуктивного пласта).

Давление у башмака подъемных труб

р₁=(L-h₀)ρg=hρg

где L – длина подъемных труб; h – глубина погружения подъемных труб ниже динамического уровня.

Из последней формулы следует, что

h = р₁/ρg

отношение глубины погружения h ко всей длине подъемника, выраженное в процентах, называют процентом погружения.

В промысловой практике обычно задаются рабочим давлением, а затем определяют процент погружения.

Различают компрессорный и бескомпрессорный способы газлифтной эксплуатации.

В первом случае рабочий агент сжимается на поверхности компрессором, во втором используется газ из газовых пластов при естественном давлении.

В зависимости от числа рядов спущенных в скважину труб, их взаимного расположения, направления движения газа и ГЖС применяют газовые подъемники различных типов и систем. По числу колонн подъемники бывают однорядными и двухрядными, а по направлению нагнетаемого газа различают кольцевые и центральные системы.

Однорядный лифт – в эксплутационную колонну спущена одна колонна НКТ, в двухрядном подъемнике в эксплуатационную колонну спущено концентрично две колонны НКТ по одной из которых нагнетается газ, по другой – подъем продукции.

Кольцевой лифт – нагнетание газа между колоннами труб, а центральный – нагнетание в трубы.

Пуск компрессорной скважины в эксплуатацию с двухрядным кольцевым лифтом (рис.6.5 а) заключается в вытеснении газом жидкости из труб наружного ряда и в подводе газа к нижнему концу подъемных труб для газирования находящегося в них столба жидкости. При нагнетании газа в газовые трубы находящаяся там жидкость будет вытесняться в подъемные трубы и в пространство между наружной колонной НКТ и эксплуатационной колонной, в результате чего уровень в них становится выше статического. Давление на забое становится выше пластового и возможно частичное поглощение жидкости пластом. Давление на выкиде компрессора на любой момент соответствует гидростатическому давлению столба жидкости в подъемных трубах и в пространстве между колонной газовой и эксплуатационной. Наибольшей величины давление нагнетаемого газа достигнет при вытеснении жидкости из газовых труб до башмака труб подъемных. Его называют пусковым давлением. Величина пускового давления будет соответствовать давлению столба жидкости в подъемных трубах; Р_пуск = ρ g L. Достигнув башмака, газ начинает поступать в подъемные трубы, газировать жидкость и поднимать ее к устью скважины.

Рис. 6.5 а Схема скважины, оборудованной двухрядным подъемником (а), и кривая изменения давления нагнетаемого агента от времени при пуске скважины (б)

При достижении газированной нефти поверхности, давление у башмака подъемных труб начинает падать, а жидкость из кольцевого пространства поступать к башмаку подъемных труб и выносится на поверхность газом. Давление на забой уменьшится и станет ниже пластового. Жидкость из пласта начнет поступать в скважину, подниматься к башмаку подъемных труб, газироваться и выноситься на поверхность. Давление сжатого газа на устье станет меньше пускового, и его называют рабочим давлением.

Одним из способов снижения пусковых давлений является установка в подъемных трубах под уровень жидкости на определенном расстоянии пусковых клапанов (рис.6.5 б). При нагнетании газа в газовые трубы уровень жидкости понижается до верхнего клапана и газ через отверстие клапана поступает в подъемные трубы и газирует в них жидкость. В результате плотность жидкости уменьшается и начинается перелив и частичный выброс в выкидные линии. Давление в газовой линии падает, клапан автоматически закрывается и давлением газа жидкость отжимается до следующего клапана и так поочередно до башмака подъемных труб. В процессе эксплуатации клапаны остаются закрытыми.

Рис.6.5 б Схема газлифта с глубинными клапанами и пакером: Нст – статический уровень	Рис. 6.5 в. Схема внутрискважинного газового лифта. 1. газовый пласт, 2. нефтяной пласт, 3. рабочий клапан.

Внутрискважинный газлифт, когда для подъема нефти используют энергию газового пласта, вскрытого той же скважиной.

Взаимное расположение нефтяного и газового пласта может быть различным, давление газового пласта Р_г может быть выше или ниже, чем в нефтяном. Чаще всего пласты разделены пакером, а газовый поток на входе в подъемные трубы регулируют штуцером определенного диаметра.

На колонне НКТ устанавливают рабочий клапан на расстоянии h от нефтяного пласта ( рис.6.5в). При открытой задвижке на выкидной линии давление в подъемных трубах будет ниже, чем в межтрубном пространстве, что приведет к подъему нефти в НКТ и поступлению через рабочий клапан газа из межтрубного пространства. Газ в НКТ будет поступать при h > h_д когда рабочий клапан находится над уровнем жидкости в скважине.

Штанговая насосная установка ШНУ состоит из наземного и подземного оборудования, установленного у устья скважины.

К наземному оборудованию относят станок-качалку с приводом и устьевое оборудование.

В комплект подземного оборудования входит глубинный штанговый насос, колонна НКТ и колонна насосных штанг.

Штанговый скважинный насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции, предназначенный для работы в скважинах на больших глубинах. Основные узлы насоса – цилиндр и плунжер. Привод насоса осуществляется с поверхности через колонну насосных штанг.

Глубинные штанговые насосы по конструкции и способу установки делятся на две основные группы: трубные (не вставные) и вставные.

Трубные насосы характерны тем, что основные узлы (цилиндр и плунжер) спускаются в скважину отдельно – цилиндр на колонне НКТ, а плунжер на колонне насосных штанг. Подъем в том же порядке.

Вставной насос спускают в скважину и поднимают из скважины в собранном виде (цилиндр вместе с плунжером) на насосных штангах. Насос закрепляют с помощью специального замкового соединения, заранее установленного в колонне НКТ. Для смены вставного насоса достаточно поднять колонну штанг.

Используют штанговые установки балансирные и безбалансирные.

Схема и принцип работы штанговой насосной установки с трубным насосом и балансирным станком-качалкой показана на рис. 6.6.

Цилиндр насоса 3 укреплен на конце спущенных в скважину НКТ 6, а плунжер подвешен на колонне штанг 7. Самая верхняя штанга 13, называемая сальниковый шток, соединена с головкой 15 балансира 16 станка качалки специальной подвеской 14.

В верхней части плунжера установлен нагнетательный клапан 5, а в нижней части цилиндра всасывающий клапан 2.

Колонна НКТ, по которой поднимается жидкость от насоса на поверхность, заканчивается на устье тройником 11. В верхней части тройника установлен сальник 12, предназначенный для предотвращения утечки жидкости вдоль движения сальникового штока.

Через боковой отвод тройника жидкость из скважины направляется в линию.

При движении штанг с плунжером вверх всасывающий клапан 2 под давлением пластовой жидкости открывается, и жидкость из скважины поступает в цилиндр насоса 3. Нагнетательный клапан в это время закрыт, т.к на него действует давление столба жидкости, заполнившей НКТ.

При движении штанг с плунжером вниз всасывающий клапан закрывается, а нагнетательный открывается и жидкость из цилиндра переливается в пространство над плунжером. Т.о, при ходе плунжера вверх одновременно происходит всасывание жидкости в цилиндр насоса и ее подъем в насосных трубах. При ходе вниз жидкость из цилиндра вытесняется в полость труб.

У станка- качалки с балансирным приводом возвратно-поступательное движение колонне насосных штанг передается от двигателя 25 через редуктор 22 и кривошипно-шатунный механизм (шатун 19 и кривошип 21 с кривошипным грузом 20).

рис. 6.6 Схема штанговой скважинно-насосной установки: 1 – эксплуатационная колонна; 2 – всасывающий клапан; 3 – цилиндр насоса; 4 – плунжер; 5 – нагнетательный клапан; 6 – насосно-компрессорные трубы; 7 – насосные штанги; 8 – крестовина; 9 – устьевой патрубок; 10 – обратный клапан для перепуска газа; 11 – тройник; 12 – устьевой сальник; 13 – устьевой шток; 14 – канатная подвеска; 15 – головка балансира; 16 – балансир; 17 – стойка; 18 – балансирный груз; 19 – шатун; 20 – кривошипный груз; 21 – кривошип; 22 – редуктор; 23 – ведомый шкив (с противоположной стороны тормозной шкив); 24 – клиноременная передача; 25 – электродвигатель на поворотной салазке; 26 – ведущий шкив; 27 – рама; 28 – блок управления

Балансирный кривошипно-шатунный механизм (рис.6.6.а) состоит из неподвижного звена ОО_1, соединяющего ось балансира с осью кривошипа, и трех подвижных звеньев – кривошипа ОА, шатуна АВ и балансира ВС. При вращении кривошипа точка А описывает окружность радиусом r, а точка В сочленения верхнего конца шатуна с балансиром перемещается по дуге радиусом в, совершая колебательное движение относительно оси О₁. Точка подвеса штанг С перемещается по дуге радиусом а. Скорость и ускорение точки С не постоянна. Максимальная скорость точки С и В в момент прохождения кривошипа горизонтального положения, а максимальное ускорение, когда вращающийся кривошип занимает вертикальное положение. Во время работы нагрузка на головку балансира и на все узлы станка-качалки меняется в зависимости от направления движения плунжера. При ходе плунжера вверх на головку балансира действует давление столба жидкости на плунжер и сила тяжести насосных штанг. При ходе плунжера вниз – только сила тяжести штанг. Такое резкое колебание нагрузок приводит к ускоренному износу всех узлов станка, ненормальному режиму работы электродвигателя. Для устранения колебаний нагрузки станок-качалку уравновешивают противовесами (контргрузами), подвешенными на заднем конце балансира или установленными на кривошипах. Для равномерной нагрузки штанги уравновешивают полностью, а столб жидкости наполовину. При балансирном уравновешивании масса противовеса, устанавливаемого на заднем конце балансира G (кг) определяют по формуле:

G = а/с ( Р_ж /2+ Р_ш) (6.5)

где а – длина переднего плеча балансира,

с – длина заднего плеча балансира,

Р_ж – масса жидкости в трубах до динамического уровня, кг

Р_ш – масса штанг, кг

Рис.6.6 а Кинематическая схема станка-качалки

В балансирных станках-качалках с увеличением длины хода точки подвеса штанг возрастают габаритные размеры и вес отдельных узлов и всей установки, создаются большие инерционные нагрузки, ухудшается устойчивость и сокращается срок службы.

Получить прямолинейное движение колонны штанг при значительном ходе сальникового штока позволяют станки безбалансирные.

Известны бесбалансирные станки-качалки в которых вместо балансира используют гибкое звено (канат) перекинутое через шкив на стойке и соединенное с сальниковым штоком, а также станки с цепным приводом и с гидроприводом.

В состав насосной установки с цепным приводом ЦП 60-3-0,5/2,5 входят следующие основные части (рис.6.7): корпус преобразующего механизма 1, электродвигатель 2, редуктор 3, звездочки 4, 5, цепь 6, каретка 7, уравновешивающий груз 8, тормоз 9, подвеска устьевого штока 10, канат 11, клиноременная передача 12. Привод устанавливается на основание 13, на нем же размещается станция управления 14.

Передача крутящего момента от электродвигателя осуществляется ременной передачей с возможностью изменения частоты качаний путем замены шкивов. Корпус преобразующего механизма 1 представляет собой сварную металлоконструкцию, в которой перемещается уравновешивающий груз 8, соединенный канатом 11 через ролики с подвеской устьевого штока 10. В корпусе размещен редуцирующий преобразующий механизм, включающий ведущую и ведомую звездочку 4 и 5, замкнутое гибкое звено – тяговую втулочно-роликовую цепь 6, а также каретку 7, установленную с возможностью возвратно-поступательного перемещения в полости уравновешивающего груза. Привод работает следующим образом. Движение от электродвигателя 2 через ременную передачу 12, редуктор 3, ведущую звездочку 4, установленную на валу редуктора, передается на тяговую цепь 6. Тяговая цепь соединена посредством консольно прикрепленной к ней скалки с каретой 7 и уравновешивающим грузом 8. В момент, когда уравновешивающий груз находится в нижнем положении, а подвеска устьевого штока – в верхнем, каретка находится в среднем положении. При вращении звездочек каретка перемещается вправо и одновременно вверх вместе с уравновешивающим грузом, а подвеска устьевого штока перемещается вниз. При достиже­нии кареткой горизонтальной оси нижней звездочки движение ка­ретки вправо прекращается, и она движется только вверх. При достижении кареткой и уравновешивающим гру­зом горизонтальной оси верхней звездочки каретка начинает пере­мещаться влево, продолжая при этом движение вверх. Это движение продолжается до тех пор, пока каретка не перейдет на противоположную сторону звездочки. При этом направление движения уравновешивающего груза и подвески устьевого штока меняется на противоположное. Тем самым обеспечи­вается возвратно-поступательное движение точки подвеска штанг.

Рис. 6.7. Общий вид привода ЦА6-3-0,5/2,5 1 – корпус; 2 – электродвигатель; 3 – редуктор; 4, 5 – звездочки; 6 – цепь; 6, 7 – каретка; 8 – уравновешивающий груз; 9 – тормоз; 10 – подвеска; 11 – канат; 12 – клиноременная передача; 13 – основание; 14 – станция управления.