Лекции ТТДПНиГ РГУ имГубкина часть 3

Тема XV
СПОСОБЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Лекция №33. Фонтанная эксплуатация скважин
Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь открытых
месторождениях нефти, когда запас пластовой энергии велик и давление на
забоях скважин достаточен для преодоления гидростатического давления
столба жидкости в скважине, противодавления на устье и давления,
расходуемое на преодоление трения движения жидкости. Условием
фонтанирования скважины является равенство:
р с  р г  р тр  р у ,
(1)
где р с - давление на забое скважины; р г - гидростатическое давление
столба жидкости в скважине; р тр - потери давления на трение в НКТ, р у противодавление на устье.
Различают два вида фонтанирования скважин:
1. фонтанирование жидкости, не содержащей пузырьков газа, артезианское
фонтанирование:
2. фонтанирование жидкости, содержащей пузырьки газа, облегчающего
фонтанирование, - наиболее распространенный способ фонтанирования.
Артезианское фонтанирование.
Давление на забое скважины р с при фонтанировании определяется
уравнением (8.1), в котором гидростатическое давление столба жидкости при
постоянстве плотности жидкости определяется как
р г  gH ,
(2)
где  - средняя плотность жидкости в скважине; Н – расстояние по
вертикали между забоем и устьем скважины.
Для наклонных скважин
H  L cos ,
где L - расстояние от забоя до устья вдоль оси наклонной скважины;  средний угол кривизны скважины.
Для наклонных скважин, имеющих на разных глубинах различный угол
кривизны  i , расстояние H необходимо определять разделением глубины
скважины на интервалы и суммированием проекций этих интервалов на
вертикальную ось:
n
H   Li cos  i ,
(3)
i 1
где Li - длина i - го интервала;  i - угол кривизны i - го интервала; n число интервалов, на которое разбивается общая глубина скважины.
При движении жидкости по НКТ она охлаждается и ее плотность
немного изменяется. Поэтому необходимо в расчетах принимать среднюю
плотность

с   у
2
,
(4)
1
где  с ,  у - плотности жидкости при термодинамических условиях забоя
и устья скважины, соответственно.
При фонтанировании обводненной нефти плотность жидкости
подсчитывается как средневзвешенная
 с  (  н ) с (1  n)  (  в ) с n ,
 у  (  н ) у (1  n)  (  в ) у n ,
(5)
где n - доля воды в смеси (обводненность);  н ,  в - плотности нефти и
воды в условиях забоя (с) и устья (у) соответственно.
Противодавление на устье скважины р у определяется ее удаленностью
от групповой замерной установки, давлением в этой установке или размером
штуцера (местного сопротивления), устанавливаемого на выкидной линии
фонтанирующей скважины для регулирования ее дебита.
Потери давления на трение р тр определяются по обычным формулам
трубной гидравлики:
р тр
2
L cж

g .
d 2g
(6)
Здесь L – длина НКТ вдоль оси скважины. Скорость жидкости в НКТ сж
определяется обычно через объемный коэффициент жидкости и ее плотность
для средних термодинамических условий в НКТ:
Q b
Qb
с ж   н н  в в
в
 н
1
 ,
f
(7)
где Qн , Qв – дебит нефти и воды скважины, приведенной к стандартным
условиям; ρн , ρв – плотности нефти и воды при стандартных условиях; bн , bв
– объемные коэффициенты нефти и воды для средних условий в НКТ; f –
площади сечения НКТ от забоя до башмака.
При подсчете потерь на трение необходимо учитывать, что диаметр НКТ
d существенно влияет на величину ртр. Это означает, что при уменьшении
диаметра НКТ на 10 %, например за счет покрытия внутренней поверхности
эпоксидными смолами, стеклом или в результате отложения парафина
потери на трение возрастут в 1,61 раза.
Величины коэффициента сопротивления λ определяются через число
Рейнольдса по соответствующим графикам или аппроксимирующим
формулам. Если такие величины, как сж, d и ρ, необходимые для определения
числа Re оцениваются достаточно точно, то для подсчета вязкости жидкости
μ, особенно при движении по НКТ обводненной нефти или эмульсии, нет
достаточно точных формул. Вязкость обводненной нефти зависит не только
от вязкости компонентов (нефти и воды), но и от дисперсности эмульсии.
Тем не менее для оценки этой величины можно рекомендовать следующую
приближенную формулу Гатчика и Сабри:
э 
вс
,
1 3 
(8)
2
где μэ— динамическая вязкость эмульсии; μвс — динамическая вязкость
внешней дисперсной среды (для эмульсии типа вода в нефти μ вс — вязкость
нефти, для эмульсии типа нефть в воде μвс — вязкость воды); φ — отношение
объема внутренней дисперсной фазы к объему внешней.
При пользовании формулой (8) следует иметь в виду, что при
обводненности нефти 60—70 % происходит инверсия эмульсий, т. е.
замещение внешней и внутренней фаз. Поэтому формула (8) в
представленном написании справедлива для эмульсии с содержанием воды,
не превышающим указанных пределов. При большем водосодержании в
формулу (8) вместо μвс необходимо подставить вязкость внешней среды,
которой становится в этом случае вода, и вместо φ подставлять объемное
отношение нефти к воде.
Коэффициент сопротивления λ, зависит от режима течения. Установлено,
что при Re<1200 течение ламинарное, при Re>>2500 —турбулентное и при
1200<Re<2500 —так называемая переходная зона.
При ламинарном движении

64
.
Re
(9)
При турбулентном движении

0,3164
.
Re 0, 25
(10)
Для переходной зоны имеется много различных аппроксимирующих
формул. Достаточно надежные результаты для λ получаются по формуле

0,342
.
Re 0, 21
(11)
Причем формулу (11) можно использовать не только для переходной
зоны, так как она рекомендована для 1200<Re<50000.
Как известно, приток жидкости из пласта в скважину может быть
определен общим уравнением притока
Q = K(pп — pc)n.
(12)
Решая относительно рc, получим
рс  р П  n
Q
.
K
(13)
При совместной работе пласта и фонтанного подъемника на забое
скважины устанавливается общее забойное давление, определяющее согласно (12) такой приток жидкости, который фонтанные трубы будут в
состоянии пропустить при данной глубине скважины, противодавлении на
устье, диаметре труб и т. д. Для определения этого притока приравняем
правые части уравнений (1) и (13).
р Г  ртр  р у  р П  n
Q
.
K
(14)
Левая часть равенства зависит от Q, так как ртр и ру зависят от расхода. С
увеличением расхода трение и противодавление возрастают, тогда как рг не
зависит от Q. Введем в левую часть (14) некоторую функцию от Q. Тогда
3
р Г  f (Q)  р П  n
Q
.
K
(15)
Из этого равенства надо найти Q, которое обращало бы (15) в
тождество. Для этого, задаваясь различными значениями Q, вычисляем
левую часть равенства (15) ;
(16)
А  р Г  f (Q)
и правую часть равенства
B  рП  n
Q
.
K
(17)
Далее строятся два графика A(Q) и B(Q). С увеличением Q величина А
должна возрастать, а величина В уменьшаться, как показано на рис. 67.
Рисунок 67. Совместное решение уравнения работы подъемника A(Q)
и уравнения притока жидкости из пласта в скважину B(Q)
Точка пересечения линий A(Q) и B(Q) определит условие совместной
работы пласта и фонтанного подъемника, т. е. даст дебит скважины Qc и
соответствующее этому дебиту забойное давление рc. Подобные расчеты
могут быть сделаны для труб различного диаметра, а также и для условий
фонтанирования через межтрубное пространство. Из найденных решений
может быть выбрано то, которое лучше отвечает технологическим условиям
разработки и эксплуатации месторождения.
Фонтанирование за счет энергии газа.
Это наиболее распространенный способ фонтанирования нефтяных
скважин. Уже было отмечено, что при артезианском фонтанировании в
фонтанных трубах движется негазированная жидкость (нефть), поэтому,
чтобы преодолеть гидростатическое давление столба такой жидкости,
забойное давление должно быть достаточно высоким.
При фонтанировании за счет энергии газа плотность столба ГЖС в
фонтанных трубах мала, поэтому гидростатическое давление столба такой
смеси будет меньше. Следовательно, и для фонтанирования скважины
потребуется меньшее забойное давление. При движении жидкости по НКТ от
забоя к устью давление уменьшается, и на некоторой высоте оно становится
равным давлению насыщения рнас, а выше — ниже давления насыщения. В
зоне, где р<рнас, из нефти выделяется газ, причем этого газа становится тем
больше, чем меньше давление, т. е. чем больше разница давлений Δp = pнас-р.
Таким образом, нефть при фонтанировании разгазируется в результате выделения из нее растворенного газа, перехода его в свободное состояние и
4
образования ГЖС с плотностью, существенно меньшей плотности чистой
нефти. В описанном случае фонтанирование будет происходить при
давлении на забое скважины, превышающем давление насыщения (р с>рнас), и
газ будет выделяться на некоторой высоте в НКТ.
Возможен другой случай, когда фонтанирование происходит при
давлении на забое скважины ниже давления насыщения (рс<рнас). При этом на
забой скважины вместе с нефтью поступает свободный газ, к которому, по
мере подъема нефти по НКТ, добавляются дополнительные порции
свободного газа, выделяющегося из нефти при снижении давления. Масса
свободного газа, приходящегося на единицу массы жидкости, по мере
подъема увеличивается. Объем свободного газа также увеличивается за счет
его расширения. В результате газонасыщенность потока возрастает, а его
плотность соответственно снижается.
Таким образом, фонтанирование скважины может происходить при
давлении на забое рс выше или ниже давления насыщения рнас.
Сделаем несколько предварительных общих определений. Очевидно,
давление на забое фонтанной скважины в любом случае будет равно
рс  рб  р ,
(1)
где рб — давление у башмака НКТ при фонтанировании скважины с
постоянным дебитом, р=(Н—L)ρg— гидростатическое давление столба
жидкости между башмаком и забоем высотой Н—L, где Н—глубина
скважины, L — длина НКТ; ρ — средняя плотность жидкости в этом
интервале.
Рисунок 68. Схема скважин при фонтанировании
а - при давлении на забое меньше давления насыщения (рс<рнас);
5
б - при давлении на забое больше давления насыщения (рс>рнас)
С другой стороны, то же давление на забое рс может быть определено
через уровень жидкости в межтрубном пространстве
(2)
рс  р1  р 2 ,
где р1=ρgh — гидростатическое давление столба жидкости в межтрубном
пространстве: р2 = р3 + Δр — давление газа, находящегося в межтрубном
пространстве, на уровень жидкости, р3 — давление газа в межтрубном
пространстве на устье скважины; Δр — гидростатическое давление столба
газа от уровня до устья.
Очевидно,
Δр = (H - h)ρгg,
где ρг - средняя плотность газа в межтрубном пространстве.
Запишем (8.19) в развернутом виде:
рс =ρgh+р3+(H-h)ρгg.
(3)
В скважине, фонтанирующей с постоянным дебитом, давление на забое рс
должно быть постоянным. Поэтому изменение высоты столба h в затрубном
пространстве должно сопровождаться изменением давления на устье р3 так,
чтобы сумма слагаемых согласно (3) была бы постоянной. Поэтому необходимо, чтобы уменьшение h сопровождалось увеличением давления газа р3
и наоборот.
Рассмотрим теперь два случая фонтанирования.
I. рс<рнас (рис. 68,a).
Свободный газ имеется на самом забое. К башмаку фонтанных труб
будет двигаться газожидкостная смесь. При работе такой скважины основная
масса пузырьков газа будет увлекаться потоком жидкости и попадать в
фонтанные трубы. Однако часть пузырьков, двигающихся непосредственно у
стенки обсадной колонны, будет проскальзывать мимо башмака НКТ и
попадать в межтрубное пространство. В межтрубном пространстве выше
башмака движения жидкости не происходит. Поэтому пузырьки газа в нем
будут всплывать, достигать уровня жидкости и пополнять газовую подушку в
межтрубном пространстве. Таким образом, при фонтанировании, когда
рс<рнас, создаются условия для непрерывного накопления газа в межтрубном
пространстве. Интенсивность этого процесса зависит от следующих
факторов:
- от скорости восходящего потока ГЖС, т. е. от дебита скважины, чем
больше дебит, тем меньше газа попадает в межтрубное пространство;
- от величины зазора между обсадной колонной и фонтанными трубами.
- от количества и величины газовых пузырьков, что в свою очередь
зависит от разницы между давлением насыщения и давлением у башмака;
- от вязкости жидкости.
Накопление газа в затрубном пространстве приводит к увеличению
давления р3 и соответствующему понижению уровня жидкости h на такую
величину, чтобы давление на забое рс согласно уравнению (3) оставалось бы
6
постоянным. Этот процесс будет продолжаться до тех пор, пока уровень
жидкости в межтрубном пространстве не опустится до башмака фонтанных
труб. После этого процесс стабилизируется. Непрерывно возрастающее
давление на устье межтрубного пространства после достижения максимума
стабилизируется. Для этого случая возможно достаточно точно определить
давление у башмака фонтанных труб рб, а также и давление на забое рс по
давлению на устье в межтрубном пространстве р3, не прибегая к трудоемкому процессу спуска манометра в скважину. Давление р3 замеряется на
устье манометром. Тогда давление у башмака будет равно
рб = р3+(H-h)ρгg,
(4)
где
г  0
р3Т 0
- плотность газа.
р 0Т ср z
Здесь ρ0 — плотность газа при стандартных условиях р0 и Т0; Тср —
средняя температура в затрубном пространстве; z — коэффициент
сжимаемости газа для условий р3 и Тср. Второе слагаемое в формуле (21)
может быть определено несколько точнее по барометрической формуле.
Давление на забое скважины рс будет больше рб на величину
гидростатического давления столба жидкости между забоем и башмаком
фонтанных труб р и может быть определено по формуле (1).
При больших расстояниях между забоем и башмаком НКТ
(превышающих 50—100 м) в вычисление рс вносится погрешность за счет
недостоверности величины средней плотности ГЖС между башмаком и
забоем — ρ. В таких случаях величину ρ необходимо определять методами,
изложенными в теории движения газожидкостных смесей.
Таким образом, в фонтанирующей скважине при условии рс<рнас уровень
жидкости в межтрубном пространстве обязательно должен устанавливаться у
башмака НКТ после выхода работы скважины на установившийся режим.
Однако это справедливо, если нет утечки газа из обсадной колонны из-за ее
недостаточной герметичности или неплотностей в арматуре и колонной
головки. При наличии утечек уровень жидкости может стабилизироваться в
межтрубном пространстве на некоторой высоте, обусловливая такое
давление на устье, при котором утечки газа сравниваются с его поступлением
от башмака фонтанных труб.
II. рc>рнас (рис. 68, б).
Свободный газ в этом случае не накапливается в затрубном пространстве,
так как нет условий для его проскальзывания у башмака фонтанных труб. В
самих трубах газ начнет выделяться на некоторой высоте от башмака, где
давление станет равным давлению насыщения. Поскольку при работе
скважины обновление жидкости в затрубном пространстве не происходит, то
не возникают и условия для пополнения газа. Из объема нефти, находящейся
в затрубном пространстве, частично выделится растворенный газ, после чего
вся система придет в равновесие. Уровень жидкости в этом случае будет
находиться на некоторой глубине h в соответствии с выражением (3).
Различным положениям уровня будет соответствовать различное давление
7
р3. В этом случае вследствие неопределенности величины h становится
невозможным определение забойного давления рс по величине р3.
Условия фонтанирования.
Фонтанирование возможно лишь в том случае, если энергия, приносимая
на забой жидкостью, равна или больше энергии, необходимой для подъема
этой жидкости на поверхность при условии, что фонтанный подъемник
работает на оптимальном режиме, т. е. на режиме наибольшего к. п. д. За счет
давления на забое скважины жидкость может быть поднята на высоту,
соответствующую этому давлению. Полезная работа, которая совершается
при подъеме 1 м3 жидкости, равна произведению веса жидкости на высоту
подъема:
 p  p0
w1  1м 3 g  c
 g

  1м 3  рс  р0  [Дж].

(1)
Вместе с нефтью на забой может поступать свободный газ, кроме того, из
той же нефти при снижении давления происходит выделение газа. Общее
количество газа, приходящееся на 1 м3 товарной нефти и приведенное к
стандартным условиям, называется полным газовым фактором Г0. Газ,
расширяясь, также совершает работу. Однако доля свободного газа на разных
глубинах будет разная. Работу расширения совершает только свободный газ.
Поэтому при подсчете работы расширения газа необходимо учитывать не
полный газовый фактор Г0, а меньшее количество газа (за вычетом
растворенного), которое назовем эффективным газовым фактором Гэф.
Однако, следуя рассуждениям А. П. Крылова, рассмотрим вопрос в
упрощенной постановке. Будем считать, что с каждым 1 м3 нефти на забой
поступает Г0 кубических метров газа, приведенных к нормальным условиям.
Растворимостью газа в первом приближении пренебрегаем. Возможная
работа этого газа при изотермическом его расширении будет равна
w2  Г 0 р0 ln
pc
, [Дж].
p0
(2)
Таким образом, общее количество энергии, поступающей на забой с
каждым кубическим метром нефти будет равно
W1  w1  w2  pc  p0  Г 0 р0 ln
pc
.
p0
(3)
Поскольку на устье скважины всегда есть некоторое противодавление ру,
то поток ГЖС, покидая устье, уносит с собой некоторое количество энергии.
Количество уносимой энергии по аналогии с (3) можно определить так:
W2  р у  р0  Г 0 р0 ln
ру
р0
.
(4)
Количество энергии, поступающей из пласта и затраченной в самой
скважине в процессе подъема жидкости от забоя до устья, Wп будет равно
разности W1—W2, т. е.
8
Wп  W1  W2  рс  р у  Г 0 р0 ln
рс
.
ру
(5)
Напомним, что в (5) имеется общий множитель 1 м3, так как
определяемая энергия относится к 1 м3 нефти. С учетом этого в (5) получится
размерность Н·м, т, е. джоуль.
Если фонтанный подъемник работает на оптимальном режиме, т. е. на
режиме наибольшего к. п. д., то удельный расход газа R, необходимого для
подъема 1 м3 жидкости, достигнет минимума Rопт. В таком случае количество
энергии, минимально необходимое для фонтанирования, по аналогии с (5),
будет равно
Wн  рс  р у  Rопт р0 ln
рс
.
ру
(6)
Следовательно, фонтанирование возможно, если
(7)
Wп  Wн .
Откуда следует
Г 0  Rопт ,
(8)
т. е. если из пласта поступает газа больше или столько, сколько нужно
для подъема 1 м3 жидкости на режиме наивысшего к. п. д., то
фонтанирование возможно. На основании экспериментальных исследований
и теоретической обработки результатов А. П. Крыловым были получены
формулы для определения удельного расхода газа Rmax при работе
газожидкостного подъемника на режиме максимальной подачи Qmax. Эта
формула имеет вид
Rmax 
2,769  10 4  2 L2
.
d 0,5 ( рс  р у ) ln( рс / р у )
(9)
Из тех же исследований А. П. Крылова следует, что удельный расход газа
Rопт при работе газожидкостного подъемника на режиме наибольшего к. п. д.
(Qопт) связан с Rmax соотношением
Rопт  Rmax (1   ) .
(10)
где относительное погружение

рс  р у
gL
.
(11)
Подставляя (11) и (9) в (10), получим
Rопт 
р  ру

2,769  10 4  2 L2
1  с
0,5
gL
d ( рс  р у ) ln( рс  р у ) 

 .

(12)
Известно, что опытные данные, которые легли в основу формулы (12),
были получены А. П. Крыловым на коротком газожидкостном подъемнике
при работе, главным образом на смеси воды с воздухом. При таких условиях
эксперимента растворимость газа в нефти не могла быть учтена. Из формулы
(12) следует, что, формулируя условия фонтанирования (8), необходимо
определить действительное количество газа, которое находится в свободном
9
состоянии в фонтанном подъемнике при среднем давлении в подъемнике. В
качестве среднего давления можно принять (следуя А. П. Крылову) среднее
арифметическое, т. е.
рср 
рс  р у
2
.
(13)
Среднее количество свободного газа определяется как разность полного
газового фактора Г0 и количества растворенного газа, которое определяется
как произведение коэффициента растворимости  на рср, взятое в
избыточных единицах давления,
 рс  р у

Г ср  Г 0   
 р0  .
2


(14)
Далее необходимо учесть, что вода, сопровождающая нефть, практически
не содержит растворенного газа и замеряемый на промыслах газовый фактор
Г0 относят к чистой необводненной нефти. Поэтому газ, выделяющийся из
нефти, расходуется и на подъем воды. Если n — обводненность — доля воды
в поднимаемой жидкости, то газовый фактор, отнесенный к 1 м 3 жидкости,
будет равен Гср(1-n).
Таким образом, газовый фактор, определяющий количество кубических
метров газа при стандартных условиях, находящегося в свободном состоянии
при среднем давлении в подъемнике, и отнесенное к 1 м3 жидкости
(обводненной нефти) и будет тем газовым фактором, который можно
приравнять к величине Rопт. Этот газовый фактор называется эффективным
газовым фактором и обозначается Гэф. Поэтому с учетом растворимости газа
условие фонтанирования теперь запишется так:
Г эф  Rопт
(15)
или в развернутом виде

р  ру
 рс  р у


2,769  10 4  2 L2


1  с
 р 0  1  n   0,5
Г0 
3
gL
d ( р с  р у ) ln( р с / р у ) 




 .

(16)
Из неравенства (16) можно определить минимально необходимое
давление на забое рс, обеспечивающее фонтанирование при заданной
комбинации других величин, таких как Г0, d, L, ру, ρ. Для определения
минимального рс необходимо решить неравенство (16) относительно р с.
Однако сделать это нельзя, так как выражение (16) относительно р с
трансцендентно. Поэтому решение неравенства (16) получается либо
подбором такой величины рс, которая обращает неравенство (16) в
тождество, либо графоаналитическим путем.
На рис. 69 показаны эти графические построения. Точка А пересечения
этих двух линий (1 и 2), соответствующих левой и правой частям (37), дает
значение, при котором правая и левая части (16) равны. Это будет искомое
минимальное давление на забое скважины, обеспечивающее процесс
фонтанирования при заданных условиях. При увеличении обводненности n
эффективный газовый фактор Гэф пропорционально уменьшается, а
оптимальный удельный расход газа Rопт несколько увеличивается за счет
увеличения плотности водонефтяной смеси. Поэтому точка пересечения
10
линий Гэф(рс) и Rопт(рс) для нового, увеличенного значения n переместится
вправо (точка В).
Рисунок 69. Графоаналитическое решение уравнения при определении
минимального давления фонтанирования при разных обводненностях
продукции скважин
Таким образом, при увеличении обводненности минимально
необходимое для фонтанирования давление на забое скважины
увеличивается.
Так
можно
рассчитать
минимальные
давления
фонтанирования для разных обводненностей n и получить новую
зависимость рс(n) для прогнозирования возможностей фонтанного способа
добычи. Область значений рc, превышающих минимальное давление
фонтанирования,— это область, в которой выделяющееся в cкважине
rоличество газа Гэф больше минимально необходимого Rопт. На рис. 3 эта
область заштрихована. Влево от точки В (или соответственно от точки А при
меньшей обводненности n) лежит областъ значений рс, при которых
фонтанирование невозможно, так как поступающее в скважину количество
газа Гэф<Rопт.
К приведенным в этом параграфе формулам необходимо сделать
несколько замечаний.
1. Во всех формулах давление (Па) надо брать в абсолютных единицах, т.
е. с учетом атмосферного давления р0. В соответствии с этим в формуле (16)
коэффициент растворимости α имеет размерность м3/(м3 Па).
2. При выводе формул предполагалось, что фонтанные трубы спущены до
забоя скважины и давление у башмака НКТ рб равно забойному давлению рс.
3. Если башмак труб находится выше забоя и рб<рс, то во все формулы
вместо рс необходимо подставить рб.
4. Если выделение газа начинается не на забое, а в фонтанных трубах на
некоторой глубине Lнас, то во все формулы вместо рс или рб необходимо
подставить давление насыщения рнас и соответственно вместо L—Lнас.
Глубина начала выделения газа в фонтанных трубах Lнас может быть
определена из соотношения (16) которое перепишем следующим образом:
11
Г эф 
р  ру

2,769  10 4  2 Lнас
1  нас
0,5
gLнас
d ( р нас  р у ) ln( р нас / р у ) 

 .

(17)
Равенство (17) необходимо решить относительно Lнас. С этой целью
обозначим
2,769  10 4  2
 А,
d 0,5 ( рнас  р у ) ln( рнас / р у )
р нас  р у
g
(18)
 B.
(19)
С учетом (39) и (40) перепишем (38) так:
Г эф  AL2нас (1  B / Lнас ) .
Выражение (20) перегруппируем следующим образом:
L2нас  BL нас 
Г эф
А
=0.
(20)
(21)
Это квадратное уравнение, решением которого будет
Lнас 
2
Г эф
B
B
   
.
2
А
2
(22)
В (22) знак минус перед корнем опускается, так как в противном
случае получается нереальный результат. Подставляя в (22) значения А и В
согласно (18) и (19) окончательно получим
Lнас 
р нас  р у
2 g
 р нас  р у
 
 2 g
Г эф d 0,5 ( р нас  р у ) р нас

 
.
ln
ру
2,769  10 4  2

2
(23)
Определив глубину Lнас, на которой должно (по расчету) существовать
давление pнас, можно определить минимальное давление фонтанирования на
забое скважины рс, прибавив к давлению рнас гидростатическое давление
столба жидкости от глубины Lнас до забоя H.
рс  рнас  ( H  Lнас ) g ,
(24)
где  — плотность насыщенной газом нефти (жидкости).
Контрольные вопросы:
1. Баланса давлений фонтанирующей скважины?
2. Виды фонтанирования нефтяной скважины?
3. Чем характеризуется совместная работа пласта и фонтанного
подъемника?
4. При каких давлениях на забое может происходить фонтанирование
скважины?
5. От каких факторов зависит интенсивность накопления газа в
межтрубном пространстве?
6. Что называется эффективным газовым фактором?
7. Как записывается условие фонтанирования с учетом растворимости
газа?
12
Лекция №34. Газлифтная эксплуатация скважин
Газлифтная скважина — это по существу та же фонтанная скважина, в
которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ
подводится с поверхности по специальному каналу (рис. 70). По колонне
труб 1 газ с поверхности подается к башмаку 2, где смешивается с
жидкостью, образуя ГЖС, которая поднимается на поверхность по
подъемным трубам 3. Закачиваемый газ добавляется к газу, выделяющемуся
из пластовой жидкости. В результате смешения газа с жидкостью образуется
ГЖС такой плотности, при которой имеющегося давления на забое скважины
достаточно для подъема жидкости на поверхность. Все понятия и
определения, изложенные в теории движения газожидкостных смесей в
вертикальных трубах, в равной мере приложимы к газлифтной эксплуатации
скважин и служат ее теоретической основой.
Точка ввода газа в подъемные трубы (башмак) погружена под уровень
жидкости на величину h; давление газа p в точке его ввода в трубы
пропорционально погружению h и связано с ним очевидным соотношением
p1  hg. Давление закачиваемого газа, измеренное на устье скважины,
называется рабочим давлением p p . Оно практически равно давлению у
башмака p1 и отличается от него только на величину гидростатического давления газового столба p1 и потери давления на трение газа в трубе p2,
причем p1 увеличивает давление внизу p1 , p2 уменьшает. Таким образом,
p1  p p  p1  р2
или
p p  p1  p 1  p 2
(1)
В реальных скважинах р1 составляет несколько процентов от p1 , а р 2
еще меньше. Поэтому рабочее давление p p и давление у башмака p1 мало
отличаются друг от друга. Таким образом, достаточно просто определить
давление на забое работающей газлифтной скважины по ее рабочему
давлению на устье.
Это упрощает процедуру исследования газлифтной скважины,
регулировку ее работы и установление оптимального режима. Скважину, в
которую закачивают газ для использования его энергии для подъема
жидкости, называют газлифтной, при закачке для той же цели воздуха —
эрлифтной.
Применение воздуха способствует образованию в НКТ очень стойкой
эмульсии, разложение которой требует ее специальной обработки
поверхностно-активными веществами, нагрева и длительного отстоя.
Выделяющаяся при сепарации на поверхности газовоздушная смесь
опасна в пожарном отношении, так как при определенных соотношениях
13
образует взрывчатую смесь. Это
создает необходимость выпуска
отработанной газовоздушной смеси после сепарации в атмосферу.
Применение углеводородного газа, хотя и способствует образованию
эмульсии, но такая эмульсия нестойкая и разрушается (расслаивается) часто
простым отстоем без применения дорогостоящей обработки для получения
чистой кондиционной нефти. Это объясняется отсутствием кислорода или
его незначительным содержанием в используемом углеводородном газе и
химическим родством газа и нефти, имеющих общую углеводородную
основу. Кислород, содержащийся в воздухе, способствует окислительным
процессам и образованию на глобулах воды устойчивых оболочек,
препятствующих слиянию воды, укрупнению глобул и последующему их
оседанию при отстое. Вследствие своей относительной взрывобезопасности
отработанный газ после сепарации собирается в систему газосбора и
утилизируется. Причем отсепарированный газ газлифтной скважины при
бурном перемешивании его с нефтью при движении по НКТ обогащается
бензиновыми фракциями. При физической переработке такого газа на
газобензиновых заводах получают нестабильный бензин и другие ценные
продукты. Что касается нефти, то она стабилизируется, что уменьшает ее
испарение при транспортировке и хранении. Переработанный (осушенный)
на газобензиновых заводах газ снова используется для работы газлифтных
скважин после его предварительного сжатия до необходимого давления на
компрессорных станциях промысла.
Таким образом, газлифт позволяет улучшать использование газа и
эксплуатировать месторождение более рационально по сравнению с
эрлифтом. Единственным достоинством эрлифта является неограниченность
источника воздуха как рабочего агента для газожидкостного подъемника.
Реальные газлифтные скважины не оборудуются по схеме, показанной на
(рис. 1), так как спуск в скважину двух параллельных рядов труб, жестко
связанных внизу башмаком, практически осуществить нельзя. Эта схема
приведена только лишь для пояснения принципа работы газлифта. Однако ее
использование вполне возможно и в ряде случаев целесообразно для откачки
больших объемов жидкости, например, из шахт или других емкостей с
широким проходным сечением.
14
Рисунок 70. Принципиальная схема газлифта
Для работы газлифтных скважин используется углеводородный газ,
сжатый до давления 4—10 МПа . Источниками сжатого газа обычно бывают
либо специальные компрессорные станции, либо компрессорные
газоперерабатывающих заводов, развивающие необходимое давление и
обеспечивающие нужную подачу.
Такую систему газлифтной эксплуатации называют компрессорным
газлифтом. Системы, в которых для газлифта используется природный газ из
чисто газовых или газоконденсатных месторождений, называют
бескомпрессорным газлифтом.
При бескомпрессорном газлифте природный газ транспортируется до
места расположения газлифтных скважин и обычно проходит
предварительную подготовку на специальных установках, которая
заключается в отделении конденсата и влаги, а иногда и в подогреве этого
газа перед распределением по скважинам. Избыточное давление обычно
понижается дросселированием газа через одну или несколько ступеней
штуцеров. Существует система газлифтной эксплуатации, которая называется внутрискважинным газлифтом. В этих системах источником сжатого
газа служит газ газоносных пластов, залегающих выше или ниже
нефтенасыщенного пласта. Оба пласта вскрываются общим фильтром.
В таких случаях газоносный горизонт изолируется от нефтеносного
пласта одним или двумя пакерами (сверху и снизу), и газ вводится в
трубы через штуцерное устройство, дозирующее количество газа,
поступающего в НКТ.
Внутрискважинный газлифт исключает необходимость предварительной
подготовки газа, но вносит трудности в регулировку работы газлифта. Этот
способ оказался эффективным средством эксплуатации добывающих
скважин на нефтяных месторождениях Тюменской области, в которых над
нефтяными горизонтами залегают газонасыщенные пласты с достаточными
запасами газа и давления для устойчивой и продолжительной работы
газлифта.
Конструкции газлифтных подъемников.
Два канала, необходимых для работы газлифтной скважины в реальных
условиях, создаются двумя рядами концентрично расположенных труб, т. е.
спуском в скважину первого (внешнего) и второго (внутреннего) рядов труб.
Внешний ряд труб большего диаметра (обычно 73—102 мм) спускается
первым. Внутренний, меньшего диаметра (обычно 48, 60, 73 мм) спускается
вторым внутрь первого ряда. Образуется так называемый двухрядный
подъемник, в котором, как правило, сжатый газ подается в межтрубное
15
пространство между первым и вторым рядами труб, а ГЖС поднимается по
внутреннему, втором ряду труб (рис. 71, а). Первый ряд труб обычно
спускается до интервала перфорации, а второй под динамический уровень на
глубину, соответствующую рабочему давлению газа, так как погружение
башмака НКТ под динамический уровень, выраженное в единицах давления,
всегда равно рабочему давлению газа.
Рисунок 71. Схема конструкций газлифтных подъемников:
а — двухрядный подъемник; б — полуторарядный подъемник; в —
однорядный подъемник; г — однорядный подъемник с рабочим отверстием
В газлифтной скважине, оборудованной двухрядным подъемником,
реальный динамический уровень устанавливается во внешнем межтрубном
пространстве — между обсадной колонной и первым рядом труб. Если
межтрубное пространство перекрыто и там имеется некоторое давление газа,
то действительное, а, следовательно, и рабочее давление будет складываться
из погружения под уровень и гидростатического давления газа во внешнем
межтрубном пространстве:
p1  h' g  p3
или
p3
.
(2)
g
Двухрядные подъемники раньше применялись широко, особенно когда
эксплуатация скважин осложнялась выделением песка, который нужно было
выносить на поверхность. Скорость восходящего потока при движении по
первому ряду труб больше, чем при движении по обсадной колонне. Поэтому
башмак первого ряда спускался, как правило, до забоя. В то же время при
необходимости можно было легко изменять погружение второго ряда труб в
связи с изменением динамического уровня, увеличением отбора или по
h  h 
16
другим причинам. При таком изменении первый ряд труб остается на месте.
Однако двухрядный подъемник сооружение металлоемкое, а поэтому
дорогое. Лишь при отсутствии герметичности обсадной колонны его
применение
оправдано
как вынужденная мера. Разновидностью
двухрядного
подъемника является полуторарядный (рис. 71, б) в
котором для экономии металла трубы первого ряда имеют хвостовую
часть (ниже башмака второго ряда) из труб меньшего диаметра. Это
существенно уменьшает металлоемкость
конструкции,
позволяет
увеличить скорость восходящего потока, но осложняет операцию по
увеличению погружения, т. е. по допуску второго ряда, так как для этого
необходимо предварительно изменить подвеску первого ряда труб. Схема
однорядного наименее металлоемкого подъемника приведена на рис. 2, в. Газ
подается в межтрубное пространство и ГЖС поднимается по одному ряду
труб, диаметр которых определяется дебитом скважины и техническими
условиями ее эксплуатации. Реальный уровень жидкости всегда
устанавливается у башмака подъемных труб. Уровень не может быть выше,
так как в этом случае газ не будет поступать в НКТ. Он не может быть и
ниже башмака, так как тогда в НКТ не будет поступать жидкость. Однако
при пульсирующем режиме работы газожидкостного подъемника уровень
жидкости колеблется у башмака, периодически его перекрывая. Видимого
погружения и динамического уровня жидкости при однородном подъемнике
нет, а гидростатическое давление у башмака подъемных труб, создаваемое
погружением его под динамический уровень, заменяется давлением газа p1 .
Положение динамического уровня (называемого иногда условным) как
обычно определяется рабочим давлением газа p , пересчитанным в
соответствующую высоту столба жидкости (см. рис. 71, в). На рис. 71, e
показан пьезометр, присоединенный к скважине. В таком пьезометре
устанавливается реальный динамический уровень, соответствующий
рабочему давлению. Недостатком однорядного подъемника является низкая
скорость восходящего потока между забоем и башмаком, глубина спуска
которого определяется рабочим давлением газа, отбором жидкости, а также
коэффициентом продуктивности скважины. Однако при этом упрощается
допуск труб или вообще изменение глубины их подвески, если возникает
такая необходимость. Поэтому существует разновидность однорядного
подъемника г- подъемник с рабочим отверстием (см. рис. 71,г). Один ряд
труб необходимого диаметра спускается до забоя (или до верхних дыр
перфорации), но на расчетной глубине, т. е. на глубине, где должен быть
башмак (глубина места ввода газа в НКТ), устанавливается рабочая муфта с
двумя-четырьмя отверстиями диаметром 5—8 мм. Сечение отверстий должно
обеспечить пропуск расчетного количества газа при перепаде давлений у
отверстий, не превышающем 0,1—0,15 МПа. Перепад давления у отверстий
удерживает уровень жидкости ниже отверстия на 10—15 м и обеспечивает
более равномерное поступление газа в трубы.
Однорядный подъемник с рабочим отверстием (или муфтой) создает
17
наибольшие скорости восходящего потока, является наименее металлоемким,
однако требует подъема колонны труб при необходимости изменения
погружения. Положение условного динамического уровня и погружение
определяются рабочим давлением газа у рабочих отверстий, пересчитанным
в столб жидкости. Однорядная конструкция газлифта, при котором
используются 60-мм или 73-мм трубы, создает широкое межтрубное
пространство, размеры которого играют решающую роль в случае использования различных клапанов. 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, равны 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 72).
Рисунок 72. Принципиальная схема концевого клапана:
1 — конический клапан; 2 — рабочее отверстие, 3 — регулировочная
головка для изменения натяжения пружин; 4 — шариковый клапан для
промывки скважин
18
Рисунок 73. Положение уровней жидкости при пуске газлифтной
скважины
Необходимо отметить, что любая конструкция газлифтного подъемника
может работать по двум схемам. В одном случае сжатый газ подается в
межтрубное пространство, а ГЖС движется по центральной колонне труб.
Эта схема обычная (см. рис.71, а, б, в, г) и называется кольцевой, так как газ
направляется в кольцевое пространство.
В другом случае сжатый газ можно подавать в центральную колонну
труб, а ГЖС в этом случае будет подниматься по кольцевому пространству.
Такая схема называется центральной, так как газ закачивается в центральные
трубы. Почти все газлифтные скважины работают по кольцевой схеме, так
как поперечное сечение кольцевого пространства, как правило, больше
сечения центральных труб и оптимальные условия работы по нему могут
быть достигнуты только при больших дебитах. Кроме того, при отложении
парафина его удаление с внутренних стенок обсадной колонны или первого
ряда труб практически невозможно.
Контрольные вопросы:
1. Какие существуют системы газлифтной эксплуатации?
2. Какие существуют конструкции газлифтных подъемников?
3. По каким схемам работают газлифтные подъемники?
Лекция №35. Эксплуатация скважин штанговыми насосами
Эксплуатация скважин штанговыми скважинными насосами (ШСН)
широко
распространена
на
большой
части
нефтедобывающих
месторождений мира.
Оборудование
для эксплуатации скважин штанговыми насосами,
включает:
- глубинный плунжерный насос;
- систему насосных труб и штанг, на которых насос подвешивается в
скважине;
- приводную часть индивидуальной штанговой установки балансирного
типа, состоящую из станка – качалки и двигателя;
- устьевое оборудование скважин, предназначенное для подвески
насосных труб и герметизации устья;
- приспособления для подвески насосных штанг к головке балансира
станка-качалки.
В скважину на колонке насосно-компрессорных труб (НКТ) под уровень
жидкости спускают цилиндр насоса, в нижней части которого установлен
приемный клапан 1, открывающейся только вверх. Затем на насосных
штангах 3 внутрь НКТ спускают поршень, называемый плунжером, который
устанавливают в цилиндр насоса (рис. 74).
19
Рисунок 74. Общая схема штанговой глубинно-насосной установки
Плунжер имеет один или два клапана 2, открывающихся только вверх,
называемых выкидными или нагнетательными.
Верхний конец штанг прикрепляют к головке переднего плеча балансира
6 станка-качалки.
Для направления жидкости из насосно-компрессорных труб в
нефтепровод и предотвращения ее разлива на устье скважины,
устанавливают тройник 4 и выше него сальник 5 через которых пропускают
сальниковых (полированных) шток.
Скважинный насос приводится в действие от станка-качалки, в котором
вращательное движение, получаемое от двигателя 9, при помощи редуктора
кривошипно-шатунного механизма 7,8 и балансира 6 преобразуется в
возвратно-поступательное движение. Это движение передается плунжеру
скважинного насоса.
При ходе плунжера вверх под ним падает давление и всасывающий
клапан под давлением столба жидкости в затрубном пространстве
открывается, после этого жидкость из скважины поступает в цилиндр насоса.
20
В это время нагнетательный клапан 2 плунжера закрыт под давлением столба
находящейся над ним жидкости.
При ходе плунжера вниз приемный клапан 1 под давлением столба
жидкости в насосных трубах закрывается, а клапан 2, расположенный на
плунжере, открывается, и жидкость наступает в насосно-компрессорные
трубы.
При непрерывной работе плунжера всасывание и нагнетание чередуются,
в результате чего при каждом ходе некоторое количество жидкости
поступает в насосные трубы. Уровень жидкости в НКТ повышается и
достигает устья скважины, жидкость начинает переливаться в выкидную
линию через тройник 4 с сальниковым устройством.
Условия, влияющие на работу штанговой установки.
При ходе плунжера вверх объем жидкости, поступающей в цилиндр
насоса, равен геометрическому объему, описанному плунжером, т.е.
V  Fпл  S пл 
D
2
 S пл
(1)
4
Fпл - площадь сечения плунжера ( м 2 )
где
S пл - длина хода плунжера (м)
D - диаметр плунжера (м)
Одновременно из труб в выкидную линию вытиснится количество
жидкости, равное объему кольцевого пространства между трубами и
штангами по длине хода плунжера, т.е.
V1  ( Fпл  f шт )  S пл
(2)
где f ш т - площадь поперечного сечения штанг в м 2 ;
d - диаметр штанг в м
При движении плунжера вниз объем жидкости, поступающей из скважин
под плунжер, перемещается в насосные трубы, а так как в последних
освободился маленький объем, то избыток поступит из насосных труб в
выкидную линию, который равен:
V2  Fпл S пл  ( Fпл  f шт )  S пл  f шт  sпл
(3)
Таким образом, теоретическая производительность глубинного насоса за
один двойной ход плунжера в объемных единицах будет
V  V1  V2  ( Fпл  f шт )  S пл  f шт  S пл  Fпл  S пл
(4)
Если обозначить число ходов плунжера насоса в минуту через n, то
минутная производительность глубинного насоса составит
 D2
V м ин  Fпл  S пл  n 
S пл  n
(5)
4
Это выражение производительности насоса справедливо только в том
случае, когда объем, освобождается плунжером, при его движении вверх
целиком заполняется поступающей из скважины жидкостью, которая
полностью поднимается на поверхность при каждом ходе плунжера.
21
В действительности объем жидкости, поступающий в цилиндр насоса,
практически всегда меньше геометрического объема, описываемого
плунжером, вследствие следующих причин:
- при всасывании вместе с жидкостью, в цилиндр насоса поступает
растворенный ранее в нефти газ;
- вследствие большого давления гидростатического столба жидкости,
поднимаемой по насосным трубам, происходят утечки некоторого
количества жидкости из труб в зазоры между плунжером и цилиндром и
при неплотном закрытии выкидного клапана под плунжер; эти утечки
заполняют часть освобождаемого плунжером пространства;
- при несоответствии,
скорости пробега плунжера и
скорости
притекания жидкости через приемный клапан последняя (жидкость) может
не успеть заполнить все пространство, освобождаемое плунжером.
Все эти факторы, уменьшая частичный объем поступающего в цилиндр
насоса жидкости, определяют величину так называемого коэффициента
наполнения насоса, т.е. отношение фактически поступающего под
плунжер объема жидкости к геометрическому объему, описываемому
плунжером при его ходе вверх.
В практике для удобства обычно пользуются выражением условной
теоретической
производительности,
исчисляемой по длине хода
сальникового штока, замеряемой на поверхности. Тогда формула для
определения условной теоретической производительности (в м
примет вид
Qтеор 1440  Fпл  S  n
где 1440=24 · 60 мин в сутки
3
/ сутки)
(6)
2
Fпл - площадь сечения плунжера в м ;
S - длина хода, сальникового штока в м;
n- число качаний в минуту, сообщаемое штангам на поверхности.
Действительная производительность глубинного насоса, т.е. фактическое
количество добытой жидкости (нефти), в промысловой практике всегда
меньше теоретической.
Отношение действительной производительности глубинного насоса к
его условной теоретической называется коэффициентом подачи
глубинного насоса  , т.е.
Q
  фак
(7)
Qтеор
Коэффициент подачи глубинного насоса может изменяться в
пределах 0,1 до 1,0.
Считается, что глубинный насос работает в скважине хорошо, если
коэффициент подачи его   0,7  0,8
22
При правильном подборе насоса и при нормальных условиях его работы
в скважине фактическая производительность приближается к теоретической.
На коэффициент подачи глубинного насоса
влияют следующие
факторы:
1.
степень наполнения цилиндра насоса;
2.
возможные утечки жидкости из труб в скважину;
3.
возможное не соответствие истинного хода плунжера с замеренной
на поверхности величиной, принятой для расчета, за счет удлиненных штанг
и труб.
Истинная производительность насоса составляет:
Q  1440 Fпл  S  n  
(8)
Таким образом, производительность глубинного насоса зависит от длины
хода и числа ходов в минуту приводного механизма, а также от диаметра
насоса и коэффициента подачи.
В зависимости от величины отношения длины хода сальникового штока
к длине плунжера штанговые насосы могут быть:
1.
короткоходовые при S  1;
S пл
2.
среднеходовые при
3.
длиноходовые при
S
 2;
S пл
S
 2;
S пл
Факторы, снижающие, подачу ШСН, подразделяются на постоянные и
переменные.
К постоянным факторам относятся:
- влияние свободного газа в откачиваемой жидкости;
- уменьшение полезного хода плунжера по сравнению с ходом точки
подвеса штанг за счет упругих деформаций насосных штанг и труб;
- уменьшение объема откачиваемой жидкости (усадка) в результате ее
охлаждения на поверхности и дегазации в сепарационных устройствах.
К переменным факторам, изменяющимся во времени относят:
- утечки между цилиндром и плунжером, которые зависят от степени
износа и наличия абразивных примесей в откачиваемой жидкости;
- утечки в клапанах насоса из-за их (инертности) не мгновенного
закрытия и открытия и, главным образом из-за износа и коррозии;
- утечки через не плотности в муфтовых соединениях НКТ, которые (все
время) постоянно подвергаются переменным нагрузкам.
Переменные факторы, сводящиеся и различного рода утечкам, меняются
во времени и поэтому их трудно определить расчетным путем, за
исключением утечек через зазор между плунжером и цилиндром. Это
приводит к тому, что коэффициент подачи  вновь спущенного в скважину
насоса, после незначительного его снижения в начальный период в
результате приработки плунжера, затем стабилизируется и длительное время
остается практически постоянным. Затем он заметно начинает снижаться в
результате износа клапанов, их седел и увеличения зазора между плунжером
23
и цилиндром.
Наряду с этим может произойти и резкое уменьшение коэффициента
подачи в результате смещения втулок насосов, отворотов и не плотностей в
муфтах.
Таким образом, результирующий коэффициент подачи насоса можно
представить как произведение нескольких коэффициентов, учитывающих
влияние на него подачу различных факторов:
  1  2  3  4
(9)
1 -( ГС )- коэффициент наполнения цилиндра насоса жидкостью,
учитывающий влияние свободного газа;
2 коэффициент, учитывающий влияние уменьшения хода
плунжера;
3
- коэффициент утечек, учитывающий наличие неизбежных
утечек жидкостей при работе насоса;
4 коэффициент усадки, учитывающий уменьшение объема
жидкости при достижении его поверхностных емкостей.
Влияние газа в откачиваемой жидкости учитывается коэффициентом
наполнения цилиндр насоса. Он равен отношению объема жидкости Vж,
поступивший в насос, ко всему объему смеси Vсм состоящему из объема
жидкости Vж и объема свободного газа Vг:
V
Vж
1
1
(10)
1'  ж 


,
Vсм
Vж  VГ
1  VГ / Vж
1 R
где R- газовый фактор при температуре Тпр и давление Рпр на приеме
насоса.
Формула (10) не учитывает наличие в ШСН вредного пространства и его
влияние на коэффициент наполнения при откачке газированной жидкости.
Формула (10) дает завышенной 1' - коэффициент наполнения.
Вредным пространством ШСН называют объем, заключенной между
всасывающим и нагнетательным клапанами насоса при крайнем нижнем
положении плунжера. При ходе плунжера вниз газожидкостная смесь (ГЖС)
под ним сжимается до давления, равного давлению над плунжером, которое
достаточно велико. Газ растворяется в жидкости и в частности, в той, которая
находится во вредном пространстве. При последующем ходе вверх давление
под плунжером падает до давления на приеме насоса. Растворенный газ
выделяется и задерживается открытие всасывающего клапана, пока давление
не упадет до давления приема. В результате под плунжер поступает меньшее
количество смеси.
Коэффициент наполнения цилиндра насоса, учитывающий вредное
пространство насоса, предложенный А.С. Вирновским, имеет вид:
1  kR
(11)
1'' 
,
1 R
k  Vвр / VS - доля вредного пространства от VS,
где
24
-объем, описанной плунжером за ход вверх;
VS
Vв р - объем вредного пространства;
V  Vs  Vвр  VЖ  VГ - общий объем под плунжером при его крайнем
верхнем положении.
но V Г  RV ж следовательно
VS  Vвр  Vж  RVж
отсюда
Vж 
VS  Vв р
(12)
1 R
Объем жидкости, поступившей в насос за очередной ход плунжера вверх,
будет меньше первоначального объема Vж на величину объема жидкости во
вреднем пространстве Vв р
Следовательно
V  Vв р
Vж'  Vж  Vв р  S
 Vв р
1 R
Тогда коэффициент наполнения равен
V  Vвр Vвр
Vж'
 
 S

VS VS 1  R  V
'
1
отсюда с учетом, что Vвр / VS  k получим
1'' 
1 k
1  kR
k 
1 R
1 R
(11’)
Это формула (11’) дает заниженные значения коэффициента наполнения,
так как исходит из предложения мгновенного выделения и растворения газа
во вредном пространстве.
Известные несколько формул для определения коэффициента
наполнения насоса, которые дают указания 1 в пределах 1' и1'' .
Поэтому наиболее достоверное определение коэффициента как среднего
между его максимальным и минимальным значениями т.е.

1'  1''
2
1 1
1  kR
2  kR
 [

]
2 1 R 1 R
2(1  R)
(13)
Величина R
может быть определена
через газовый фактор на
Г0
поверхности
измеренный при стандартных условиях, т.е. при
температуре Т 0 и атмосферном давлении  0 после полной дегазации нефти.
25
Влияние потери хода плунжера на коэффициент подачи насоса
учитывается коэффициентом  2 , который равен:
2 
Sп S  

,
S
S
где S - длина хода точки подвеса штанг;
S n  действующий ход плунжера относительно цилиндра насоса;
 - потеря хода плунжера за счет упругих деформаций штанг и труб.
Эта потеря обусловлена тем, что при ходе вверх штанги дополнительно
растягиваются от действия силы, равной произведению площади сечения
плунжера
на разность давления над
и под плунжером, так как
нагнетательный клапан при ходе вверх закрыт. Одновременно касание
трубы отличаются, так как действовавшая на них при ходе вниз та же сила
теперь при ходе вверх с труб снимается и воспринимается штангами.
Величина этих деформаций может быть определена по формуле Гука.
Кроме этого в штангах, которые двигаются приблизительно
по
синусоидальному закону, возникают инерционные силы.
Эти силы в верхней мертвой точке (в.м.т.) направлены вверх в сторону,
противоположную направлению силы тяжести, и поэтому уменьшает силу
тяжести штанг. В нижней мертвой точке (н.м.т.) инерционные силы
направлены вниз и увеличивают силу тяжести штанг. Это приводит к
дополнительному сжатию (в в.м.т.) и удлинению (в н.м.т.) штанг, и в
результате чего полезный ход плунжера
в цилиндре несколько
увеличивается. Это учитывается коэффициентом выигрыша хода К. С
учетом поправки, коэффициент потери хода  2 запишется следующим
образом:
SK 
(15)
2 
S
К и  определятся с учетом статических и динамических нагрузок
(ниже)
Влияние утечек
Утечки возникают через зазор между плунжером и цилиндром насоса, в
клапанах.
Утечки в клапанах возникают, как правило, в изношенном насосе и
отсутствует в нормально работающем. Они приводят к перетекающей
жидкости под плунжер, при его ходе вверх. Поэтому количество жидкости,
поступающей через всасывающий клапан насоса, будет меньше, так как
часть цилиндра заполнена жидкостью за счет утечки.
Утечки учитываются коэффициентом  3.
Подставляя в (7) значение коэффициента подачи  согласно (9) и
решение относительно  3 получаем:
3 
QФ
QТ  124
(16)
26
Если утечки q=0, то 3  1 и фактическая подача равнялась бы
Q  QТ1 2 4
Поскольку q>0 и 3  1 то Qф  Q  q , следовательно
3 
QТ  124  q
q
1
QФ  124
Q124
(17)
где q- объем жидкости, протекающей через зазор между плунжером и
цилиндром и другие не плотности ( м3 / сутки ).
Утечки происходят под воздействием перепада давления над и под
плунжером. Поскольку этот перепад существует при ходе плунжера вверх,
то утечки происходят в течение половины времени работы насоса.
Для определения q предложено много методов и формул.
Если зазор между плунжером и цилиндром рассматривать, как
прямоугольную щель длиной S   D , где D - диаметр плунжера; шириной
равной половине разности диаметров цилиндра и плунжера и
,
протяженностью l,
равна длине плунжера, по закону Пуазейля при
ламинарном течении вязкой ньютоновской жидкости ее расход через такую
щель равен
q
 3 S
12l
(18)
где  - вязкость жидкости  - перепад давления.
В случае ШСН
   н   пр ,
где  н - давление нагнетания (давление над плунжером при ходе вверх);
 пр - давление всасывания или давление при приеме насоса.
Умножение (18) на 86400 (число сек в сутках) получим
q
  86400  3 D
 3 D m 3

 22620
(
)
12
l
l
сут
(19)
Учитывая, что утечки происходят при ходе плунжера вверх, то
необходимо результаты уменьшить вдвое таким образом
 3 D m 3
(20)
q  11310
[
]
l
сут
При малых подачах насоса утечки составлять существенную долю от
фактической подачи. Именно по этой причине длина плунжера делается
достаточно большой – 1 метр и более.
Влияние усадки жидкости
Через ШСН проходит некоторый объем нефти и воды при давлении и
температуре на приеме насоса. Когда продукция попадает в товарный парк,
она дегазируется и охлаждается.
Это учитывается объемными
коэффициентами нефти в н и воды в в .
Объемные коэффициенты - величины непостоянные, они изменяются от
температуры, давления и количества растворенного газа.
27
В промысловых лабораториях или отраслевых институтах величины в в
и в н определяются экспериментально и результаты представляются в виде
графиков и таблиц.
Коэффициент  4 , характеризующий потерю подачи ШСН в результате
изменения объема продукции при переходе от условий приема
и
стандартным условиям, определяется как
Q н  Qв
(21)
4 
Qн  вв  Q  вв
где
Q н , Qв - дебиты нефти и воды при стандартных условиях
объемных единицах.
По определению объемная обводненность продукции
n
в
Qв
Qв  Qн
откуда
Qв  Qн
n
1 n
Подставим (22) в (21) получим
4 
1
вн (1  п)  вв  п
(23)
Статические и динамические нагрузки при работе глубинного
насоса.
Работоспособность колонны насоса штанг - одного из основных
элементов глубинного насосной установки – определяющий фактор для всей
насосной системы.
При работе насосной установки штанги в точке подвески испытывают
максимальную нагрузку и следовательно, максимальное напряжение.
Общая нагрузка при работе глубинного насоса в точке насоса подвесных
штанг слагается из следующих элементов:
1. статических нагрузок от силы тяжести насосных штанг, столба
жидкости и сил трения плунжера в цилиндре насоса и насосных штанг о
трубы и жидкость;
2. динамических нагрузок, возникающих при движении колонны штанг и
столба жидкости – это вибрационные нагрузки, ударные нагрузки,
инерционные силы.
Статические нагрузки
При движении вверх штанги нагружают собственной силой тяжести и
силой тяжести столба жидкости над плунжером.
В это время статическая нагрузка усиливается силами трения, которые
направлены вниз.
28
Обратное движение вниз штанги совершают только под действием
собственной силы тяжести, при этом силы трения направлены вверх и
поэтому разгружают штанги.
Таким образом, максимальная статистическая нагрузка на верхнюю
штангу возникает при ходе вверх и равна
(1)
Ð Ð Ð Ð
ñò
æ
øò
òð
Рж - сила тяжести столбца жидкости над плунжером; Ршт - сила тяжести
штанг; Рт р - сила трения;
Так как P  mg    V  g  FL  g то
Pж  ( Fпл  f шт )  Lg
Pшт  f шт  L1 g
где Fпл – площадь сечения плунжера; f шт – площадь сечения штанг; L–
длина колонны штанг;
 –плотность жидкости;  1 – плотность материала .
При погружении насоса на глубину h под динамический уровень будем
иметь
Pст  ( Fпл  f шт )  Lg  Fпл hg  f шт  L1 g  Ртр
(2)
или
Pст  Fпл g L  h   f шт  L1 g  f шт  L g  Ртр 
 Fпл hg  f шт  Lg 1     Ртр
,
(3)
Н-глубина до динамического уровня;
Fпл hд - давление на плунжер столба жидкости h, приложенное снизу;
f шт   1   д -сила тяжести 1 м штанг в жидкости
Обозначая силу тяжести 1 м штанг через
qшт  f шт  1 g ,
и силу тяжести 1 м штанг в жидкости через
'
qшт
 f шт 1   g
(5)
будем иметь, что
'
qшт
 qшт

1
 
1
(4)
 qшт  в,
(6)
где
в

1
 ;
1
(7)
Обозначая силу тяжести 1 м столба жидкости над плунжером Fпл  д
через q ж и принимая приближенно H  L посмотрим окончательно
29
Рст  qж  L  qшт  L  в  Ртр
(8)
Напряжение в точке подвеса штанг от статической нагрузки будет
 ст 
qж  L  qшт  L  в  Ртр
f шт
(9)
Силы трения обычно не поддаются точному учету вследствие наличия
многих неизвестных факторов.
Ориентировочно силы трения штанг о трубы можно рассчитать по
формуле А.С. Вирновского
1
Pштf  1  Pшт
2
(10)
f
где Pшт - сила трения штанг о трубы;  -коэффициент трения штанг о
трубы;  1 -угол отклонения оси скважины от вертикали в рад; Ршт -сила
тяжести колонны штанг.
Силы трения штанг не превышают 2 % от веса штанг.
Силы трения плунжера о втулки цилиндра насоса составляют 1-3 % от
величины статических нагрузок и приближенно расчетное максимальное
напряжение в точке подвеса штанг при ходе вверх под действием
статических нагрузок можно записать в виде
q  L qшт
(11)
 ст  ж

 Lв
f шт
f шт
где
q ж  Fпл    g; qшт  f шт  1  g ;
в
1   ; F  площадь сечения
пл
1
плунжера; f шт  площадь сечения штанг; L- длина колонны штанг;  плотность жидкости;  1 -плотность материала штанг.
Динамические нагрузки
Инерционные силы
В условиях работы глубинного насоса, где штанги за каждый ход дважды
меняют направление своего движения, перехода через верхнюю и нижнею
мертвые точки с нулевой скоростью, массы штанги и жидкости вынуждены,
двигаются неравномерно и ускорения движения в течение каждого хода
будут также непостоянны по величине и направлению.
Инерционная сила равна произведению массы на ускорение
Pi  M  j
(12)
Из теории шатун но - кривошипного механизма с конечным отношениям
радиуса криво шина ч к длине шатуна  известно, что
 2r  r 
jmax 
(13)
1  ,
2  
30
где   n / 30 - угловая скорость вращения кривошипа.
Причем знак плюс берется для положения головки балансира в н. м. т,
знак минус для положения головки балансира в в.м.т.
Ускорение, определяемое по формуле (13) справедливо для точки
сочленения шатуна с балансиром.
Для перехода к точке подвеса штанги умножаем правую часть (13) на
отношения длины переднего плеча балансира, а к длине заднего плеча
балансира в, и ускорение для точки подвеса штанги имеет вид
r  a  r  s 2 r 
jmax   2
(14)
 1     1  
в   2  
a
где s = 2r - длина хода точки подвеса штанги
в
В качестве массы М, на которую действует это ускорения, принято брать
массу штанг
M 
Pш
g
Максимальные инерционные усилия в точке подвеса штанг будут
s 2  r
Pшт s  r 
(15)
c 1    Pшт n 1  
g 2  
1800   
Отношение ускорений j max / g называют фактором динамичности m, так
Pi  
как   n / 30 то при максимальном отношении
m
r 1

 4
имеем
j max
s 2 n 2
sn 2


1
,
25

g
1440
2  g 30 2
(16)
т.к.
 2  9,8,
2  30
 1440
1,25
2
g  9,8 , а
и
P i  mPшт
P шт sn 2

1440
(17)
Из (16) и (17) следует, что фактор динамичности и инерционная и
инерционная нагрузка растут пропорционально длине хода сальникового
штока и квадрату числа качаний балансира.
Значительное повышение числа ходов может привести к превышению
ускорения штанг на ускорением силы тяжести, что в условиях работы
глубинно-насосных установок нежелательно
в связи с возможной
аварийностью.
Поэтому скорость откачки, при которой отношение ускорений равно
единице обычно считают критической.
Если
принять в качестве
практически допустимых скорости, не превышающие
50-75 % от
критической, то при
31
j
sn 2

1
g 1440
nкр 
1440
1
1
 37 ,9
 38
s
s
s
(18)
Максимальное допустимое число ходов при 75 % этой скорости будет
1
nmax  28,5
s
так как n 2  28 ,5 2 / s и
фактор динамичности будет
mmax
т.е. практически
sn 2  28 ,5 2 , то максимально допустимый
28 ,5 2

 0 ,564
1440
(19)
m  0 ,5.
(20)
Добавочное напряжение в штангах от силы инерции будет равно
Р
mq  L qшт
(21)
 i  i  шт

 L  m,
f шт
f шт
f шт
qшт  f шт  1  g - сила тяжести 1 м штанг; f шт  площадь сечения
j
штанг; L- длина колонны штанг; m  - фактор динамичности.
g
где
Ударные нагрузки
Приложение и снятие нагрузок на штанги всегда сопровождается более
или менее интенсивными толчками. В процессе работы штанги могут
подвергаться резким дополнительным толчком вследствие ударов плунжера
о жидкость при неполном заполнении рабочего цилиндра, в результате
заедания плунжера в цилиндре песком и т.д.
Эти ударные нагрузки, обычно не поддающиеся учету, значительно
увеличивают напряжения в штангах и могут служить одной из важнейших
причин их аварий.
Уменьшить эффект толчков и ударов и снизить пиковые нагрузки
помещенные между головкой балансира и сальниковым штоком
амортизаторы, поглощающие толчки и способствующие более спокойному
распределению нагрузки на штанги за время каждого рабочего цикла.
Нагрузки от вибрации колонны штанг
На величину динамических нагрузок, а значит, и суммарной нагрузки на
штанги влияют их вибрации, обусловленные попеременным приложением и
снятием нагрузок.
Колонна штанг, подвешенная к балансиру, совершает вынужденные
колебательные движения вследствие качания балансира с периодом
32
ТВ 
60
сек / цикл ,
n
(22)
где n-число качаний ампуту.
Кроме этого, возникают естественные (свободные)
колебания штанг.
Основная частота этих колебаний равна
nсв 
продольные
с
,
4L
(23)
где с- скорость звука в материале штанг;
L- длина колонны штанг, равные одной четверти длины волны.
Для стальных штанг скорость звука равна с  5100 м , то
с
nсв 
1275
L
 цикл 76500  цикл
 сек   L  мин 
(24)
Период свободных (собственных) колебаний как величина, обратная
частоте, равен
 сек 
4L
L
(25)
Т св 



c
1275
 цикл
В связи с наличием трения штанг о жидкость интенсивность этих
колебаний, т.е. амплитуда, постепенно уменьшается, и колебания затухают.
Если колеблющемуся стержню дать новый импульс, вторая серия колебаний
или усилит первую, или, интерферируя с ней, ослабить ее. В зависимости от
сдвига фаз и амплитуды колебаний штанг. Если эти частоты равны или
кратны друг друга, в результате чего возрастают нагрузки на штанги.
Наиболее сильными будут так называемые «порядки» колебания, когда
импульсы даются с интервалами, равными частоте свободных колебаний
(основной резонанс), так как при этом каждая волна насыщается новой
энергией.
При отношении частот свободных и вынужденных колебаний, равном 2,3
и т.д., имеем синхронные колебания 2,3 –го и т.д. порядков.
Если частоты колебаний не кратны друг другу, колебания будут не
синхронными; они ослабляют друг друга, в связи, с чем нагрузка на штанги
уменьшается. С точки зрения уменьшения пиковых нагрузок на штанги,
обусловливаемых колебательными процессами, желательно, поэтому
работать с несинхронными скоростями.
Единственным
фактором,
вызывающим
синхронность
или
несинхронность колебаний, является число качаний балансира в единицу
времени. Практика показывает, что иногда достаточно увеличить или
уменьшить число качаний только на одно в минуту, чтобы нагрузка (а
значить, и напряжение) на штанги снизились.
Интенсивность колебаний, обуславливаемая быстротой работы клапанов
насоса, в значительной мере зависит от характера поднимаемой жидкости.
33
При газированной жидкости импульс нагрузки, вызывающей колебания
штанг, возникает только один раз за цикл – в момент приложения нагрузки.
Снятие нагрузки идет постепенно и не возбуждает дополнительных
колебаний. Чем больше газа в жидкости, тем медленнее прилагается
нагрузка, тем меньше амплитуда возникающих колебаний, которые могут
затухать раньше, чем возникнут следующие.
При откачке жидкости, описанной газа, за каждый цикл работы насоса
дважды возникают сильные колебания – при приложении и снятии нагрузки.
Амплитуда колебаний при этом больше и они могут быть более
продолжительными.
Таким образом, возникающая нагрузка от вибрации колонны штанг
накладывается на динамическую нагрузку, появляющуюся вследствие
вынужденных
колебательных
движений
балансира.
Очевидно,
результирующая динамическая нагрузка получает максимальное значение
при явлении резонанса, при котором совпадают вынужденные и собственные
колебания системы.
Дополнительная нагрузка в точке подвеса штанг от вибрации колонны
штанг при ходе вверх из-за внезапного приложения к их нижнему концу
нагрузки от силы тяжести столба
жидкости над плунжером для
применяемых режимов откачки определится по формуле
РВ 
Е
f шт (1  0,3k ) 
С
(26)
где С- скорость звука в металле;
 - скорость точки подвеса штанг в момент окончания
деформации при ходе вверх;
 -коэффициент, зависящий от соотношения площадей сечения труб
и штанг.

k
f тр
f тр  f шт

1
;
f шт
1
f тр
Fпл  f шт  Pж
;
Fтр  f шт  Ршт
Здесь Fпл  площадь сечения плунжера; Ршт  сила тяжести штанг в
воздухе; Рж  сила тяжести жидкости за вистом объема жидкости,
вытесняемой штангами; Fтр  площадь проходного сечения насосных труб.
Определение максимальной нагрузки в точке подвеса насосных
штанг к головке балансира
Для определения максимальной нагрузки в точке подвеса штанг в
зависимости от режима откачки пользуются различными формулами.
Наиболее
распространен в практике статический метод расчета
максимальной нагрузки в точке подвеса штанг, при котором вводятся только
статические усилия силы тяжести штанг и жидкости и силы инерции то ее
максимальному значению у точки подвеса штанг, т.е.
34
Рmax  Pст  Pi
(27)
Известные расчетные формулы для максимальной нагрузки за ход вверх
имеют различные написания в зависимости, главным образом, от способа
оценки инерционных нагрузок (учитывается или не учитывается инерция
жидкости), но результаты расчетов по ним примерно одинаковы.
Максимальная нагрузка в точке подвеса штанг с учетом статической и
динамической нагрузок и усилий, возникающих от вибрации колонны штанг,
составит
Рmax  Pст  Pi  Pв
(28)
В общем, виде все расчетные формулы можно привести к виду
Рmax  Pж  Pшт (в  т),
(29)
   m  j max  Sn
где в  1
;
- фактор динамичности ;  1 - плотность
g
1440
1
материала штанг;
 - плотность жидкости; S- длина хода точки подвеса штанг; n число качаний.
2
Контрольные вопросы:
1. Как определяется теоретическая подача ШСН?
2. Что такое коэффициент подачи ШСН?
3. Что относится к постоянным факторам, влияющие на коэффициент
подачи?
4. Что относится к переменным факторам, влияющие на коэффициент
подачи?
5. Как определяются статические нагрузки?
6. Как определяются динамические нагрузки?
7. Как определяется суммарное удлинение ступенчатой колонны штанг?
Лекция №36. Эксплуатация скважин погружными центробежными
электронасосами
Погружные
центробежные
электронасосы
(ПЦЭН)
–
это
многоступенчатые центробежные насосы с числом ступеней в одном блоке
до 120, приводимые во вращение погружным электродвигателем (ПЭД)
специальной конструкции. Электродвигатель питается
с поверхности
электроэнергией, подводимой по кабелю от повышающего автотранспорта
или трансформатора через станцию управления, в которой сосредоточена вся
контрольно-измерительная аппаратура и автоматика.
ПЦЭН опускается в скважину под расчетный динамический уровень
обычно на 150-300 м.
35
Жидкость подается по НКТ, к внешней стороне которых прикреплен
специальными поясками электрокабель. В насосном агрегате между самим
насосом и электродвигателем имеется промежуточное звено, называемое
протектором или гидрозащитой.
Установка ПЦЭН (рис.75) включает масло заполненный
электродвигатель ПЭД 1; звено гидрозащиты или протектор 2; приемную
сетку насоса для забора жидкости 3; многоступенчатый центробежный насос
ПЦЭН 4; НКТ 5; блокированный трехжильный электрокабель 6; пояски для
крепления кабеля к НКТ 7; устьевую арматуру 8; барабан для намотки кабеля
при спускоподъемных работах и хранения некоторого запаса кабеля 9;
трансформатор или автотрансформатор
10; станцию управления
с
автоматикой 11 и компенсатор 12.
Насос, протектор и электродвигатель являются отдельными узлами,
соединяемые болтовыми шпильками. Концы
валов имеют шлицевые
соединения, которые стыкуются при сборке всей установки.
При необходимости подъема жидкости с больших глубин секции ПЦЭН
соединяются друг с другом так, что общее число ступеней достигает 400.
Всасываемая насосом жидкость последовательно проходит, все степени и
покидает насос с напором, равным внешнему гидравлическому
сопротивлению.
Установки погружного центробежного электронасоса (УПЦЭН)
отличаются малой металлоемкостью, широким диапазоном рабочих
характеристик, как по напору, так и по расходу, достаточно высоким к.п.д.,
возможностью откачки больших количеств жидкости и большим
межремонтным периодом.
Рисунок 75. Общая схема оборудования скважины установкой
погружного центробежного насоса.
36
Погружные центробежные электронасосы делятся на две основные
группы: обычного и изностойного исполнения. Насосы изностойного
исполнения предназначены для работы в скважинах, в продукции которых
имеется небольшое количество, песка и других механических примесей (до 1
% то массе).
По поперечным размерам все насосы делятся на 3 условные группы: 5;
5А и 6, которые означают номинальный диаметр обсадной колонны в
дюймах.
Группа 5 имеет наружный диаметр корпуса 92 мм;
Группа 5 А имеет наружный диаметр корпуса 103 мм;
Группа 6 имеет наружный диаметр корпуса 114 мм.
Частоты вращения вала насосов соответствует частоте переменного тока
в электросети.
В шифре ПЦЭН заложены их основные номинальные параметры, такие
как подача и напор при работе на оптимальном режиме.
Например, ЭЦН 5А-360-600 означает насос группы 5А с подачей
360м3/сут и напором 600 м.
Все типы насосов имеют паспортную рабочую характеристику в виде
кривых зависимостей Н Q  (напор, подача),  Q  (к.п.д., подача), N Q 
(потребляемая мощность, подача). Паспортная характеристика снимается на
пресной воде в заводских условиях, в цехе перед в скважину, а также после
ремонта установки или после его перекомпоновки.
Применение установки погружного центробежного электронасоса
(УПЦЭН) позволяет вводить нефтяные скважины в эксплуатацию как
непосредственно после бурения, так и при переводе с фонтанного способа
добычи нефти на механизированный.
Применение
УПЦЭН
позволяет
эффективно
разрабатывать
месторождения, находящиеся на поздней стадии эксплуатации, когда
форсированные режимы работы являются одним из решающих факторов,
существенно влияющих на объемы добычи нефти.
При эксплуатации малодебитных скважин, особенно пескопроявляющих
и наклонных, предусматривается применение электродиафрагменных
насосов, позволяющих сократить расход электроэнергии и увеличить их
межремонтный период.
Продукция добывающих скважин содержит нефть, соленую воду,
свободный и растворенный газ, агрессивные компоненты. При откачке таких
сред характеристики ПЦЭН изменяются
в зависимости от вязкости,
газосодержания и других физико-химических свойств смеси. Разработанные
методики подбора
ПЦЭН учитывают влияние этих факторов на
характеристику насоса.
Для обеспечения работы ПЦЭН при высоких входных газосодержаниях
(до 75 %) используют газосепараторы. Наиболее эффективны газосепараторы
центробежного типов. В первом случае поток закручивается при выходе
потока в тангенциальном направлении из направляющих аппаратов, а во
37
втором – поток вращается в специальном устройстве, закрепленном на валу
насоса.
При умеренном газосодержании (до 45-50 %) эффективно применение
диспергаторов, в которых приходит дробление пузырьков газа в потоке
жидкости. Смесь при этом приобретает мелкодисперсную структуру.
Для перекачки газожидкостной смеси с повышенным газосодержанием
применяется “коническая” компоновка проточной части насоса –
уменьшается оптимальный объем подачи ступеней в направлении потока в
соответствии с уменьшением объема потока перекачиваемой среды
вследствие сжатия и растворения газовой фазы.
Определение глубины подвески ПЦЭН
Глубина подвески насоса определяется:
1) глубиной динамического уровня жидкости в скважине Нд при отборе
заданного количества жидкости;
2) глубиной погружения ПЦЭН под динамический уровень Hп,
минимально необходимый для обеспечения нормальной работы насоса;
3) противодавлением на устье скважины ру, которое необходимо
преодолеть;
4) потерями напора на преодоление сил трения в НКТ при движении
потока hтр;
5) работой выделяющегося из жидкости газа Hг, уменьшающего
суммарный необходимый напор. Таким образом, можно записать
H= Hд + Hп + ру/ρg + hтр – Hг.
(1)
По существу все слагаемые в (1) зависят от отбора жидкости из
скважины.
Глубина динамического уровня определяется из уравнения притока или
по индикаторной кривой.
Если уравнение притока известно
Q  K ( p П  рС ) n ,
то, решая его относительно давления на забое рс и приведя это давление в
столб жидкости получим
Q
pC  p П   
K
1/ n
(2)
или
Q
pC   ср gh  p П   
K
1/ n
,
откуда
Q
pП   
K
h
 ср g
1/ n
.
(3)
где ρср — средняя плотность столба жидкости в скважине от забоя до
уровня; h — высота столба жидкости от забоя до динамического уровня по
вертикали.
38
Вычитая h из глубины скважины (до середины интервала перфорации)
Нс, получим глубину динамического уровня НД от устья
НД = Нс − h.
(4)
Если скважины наклонны и φ1 — средний угол наклона относительно
вертикали на участке от забоя до уровня, а φ2 — средний угол наклона
относительно вертикали на участке от уровня до устья, то необходимо внести
поправки на кривизну скважины.
С учетом кривизны искомое Нд будет равно

h 
 cos  2
Н Д   Н с 
cos

1 

(5)
Здесь Нс — глубина скважины, измеренная вдоль ее оси.
Величина Нп— погружение под динамический уровень, при наличии газа
определяется сложно. Как правило, Нп принимается таким, чтобы на приеме
ЭЦЭН обеспечить за счет давления столба жидкости газосодержание β
потока, не превышающее 0,15—0,25. В большинстве случаев это
соответствует 150—300 м.
Величина ру/ρg есть устьевое давление, выраженное в метрах столба
жидкости плотностью ρ. Если продукция скважины обводнена и n — доля
воды в единице объема продукции скважины, то плотность жидкости
определяется как средневзвешенная
  н
Qн
Q
  в в   н (1  n)   в n .
Q
Q
(6)
Здесь ρн, ρв — плотности нефти и воды.
Величина ру зависит от системы нефтегазосбора, удаленности данной
скважины от сепарационных пунктов и в некоторых случаях может
составлять значительную величину.
Величина hтр рассчитывается по обычной формуле трубной гидравлики
hтр
Lc 2
,

d 2g
(7)
где с — линейная скорость потока, м/с,
с
Qн bн  Qв bв
.
86400 f
(8)
Здесь Qн и Qв — дебит товарной нефти и воды, м3/сут; bн и bв —
объемные коэффициенты нефти и воды для средних термодинамических
условий, существующих в НКТ; f — площадь сечения НКТ.
Как правило, — малая величина и составляет примерно 20—40 м.
Величину Нг можно определить достаточно точно. Однако такой расчет
сложный и, как правило, проводится на ЭВМ.
Приведем упрощенный расчет процесса движения ГЖС в НКТ. На
выкиде насоса жидкость содержит в себе растворенный газ. При снижении
давления газ выделяется и способствует подъему жидкости, снижая тем
самым необходимый напор на величину Нг. По этой причине в уравнение (1)
Нг входит с отрицательным знаком.
39
Для согласования H(Q) характеристики ЭЦН с условиями скважины
строится так называемая напорная характеристика скважины (рис. 76)
H скв  Н Д 
ру
g
 hтр  Н Г
(9)
в зависимости от ее дебита.
Рисунок 76. Напорные характеристики скважины:
1 - глубина (от устья) динамического уровня, 2 — необходимый напор с
учетом давления на устье, 3 — необходимый напор с учетом сил трения, 4
— результирующий напор с учетом «газлифтного эффекта»
На рис. 76 показаны кривые изменения слагаемых в уравнении (9) от
дебита скважины и определяющих результирующую напорную
характеристику скважины Hсвк(Q).
Линия 1— зависимость Нд(Q), определяемая по формуле (5) и (3) и
строится по точкам для различных произвольно выбранных Q. Очевидно, при
Q = 0 Нд = Нст, т. е. динамический уровень совпадает со статическим.
Прибавляя к Нд величину буферного давления, выраженного в м столба
жидкости (pу/gρ), получим линию 2 — зависимость этих двух слагаемых от
дебита скважины. Вычисляя по формуле (7) для разных Q величину hтр и
прибавляя вычисленные hтр к ординатам линии 2 получим линию 3 —
зависимость первых трех слагаемых в (9) от дебита скважины. Вычисляя
величину Нг по формуле
НГ 
 р нас  р у

p  р0
1 
 р 0  (1  n) p 0 ln нас
 Г 0   
 ж g 
2
р у  р0


и вычитая ее значение от ординат линии 3, получим результирующую
линию 4, называемую напорной характеристикой скважины.
На напорную характеристику скважины накладывается Н (Q) —
характеристика насоса для отыскания точки их пересечения, определяющей
такой дебит скважины, который будет равен подаче. ПЦЭН при совместной
работе насоса и скважины (рис. 77).
Точка А — пересечение характеристик скважины (рис. 77, кривая 1) и
ПЦЭН (рис. 77, кривая 2). Абсцисса точки А дает дебит скважины при
совместной работе скважины и насоса, а ордината — напор Н, развиваемый
насосом.
40
Для эффективной и экономичной работы необходимо подобрать ПЦЭН с
такими характеристиками, чтобы точка пересечения характеристик совпала
бы с максимальным к. п. д. (рис. 77, кривая 3) (точка В) или, по крайней мере,
лежала бы в области рекомендованных режимов работы данного насоса (см.
рис. 77, штриховка).
Рисунок 77. Согласование напорной характеристики скважины (1) с Н(Q),
характеристикой ПЦЭН (2), 3 — линия к. п. д.
В некоторых случаях для согласования характеристики скважины и
ПЦЭН повышают противодавление на устье скважины с помощью штуцера
или снимают лишние рабочие ступени в насосе и заменяют их
направляющими вкладышами (рис. 78).
Рисунок 78. Согласование напорной характеристики скважины и ПЦЭН
путем снятия ступеней
Как видим, точка А пересечения характеристик получилась в этом случае
за пределами заштрихованной области. Желая обеспечить работу насоса на
режиме ηmax (точка Д), находим подачу насоса (дебит скважины) Qскв,
соответствующую этому режиму. Напор, развиваемый насосом при подаче
Qскв на режиме ηmax, определяется точкой В. В действительности при этих
условиях работы необходимый напор определится точкой С.
Разница ВС = ΔН есть избыточный напор. В этом случае можно повысить
давление на устье скважины на Δp = ΔHρg установкой штуцера или снять
часть рабочих ступеней насоса и заменить их вкладышами. Число снимаемых
ступеней насоса определяется из простого соотношения
Δz=z0ΔH/H0.
(10)
41
Здесь z0 — общее число ступеней в насосе; H0 — напор, развиваемый
насосом при полном числе ступеней.
С энергетической точки зрения штуцирование на устье для согласования
характеристик невыгодно, так как приводит к пропорциональному снижению
к. п. д. установки. Снятие ступеней позволяет сохранить к. п. д. на прежнем
уровне или даже несколько повысить его. Однако разобрать насос и заменить
рабочие ступени вкладышами можно лишь в специализированных цехах.
При описанном выше согласовании характеристик скважины насоса
необходимо, чтобы Н (Q) характеристика ПЦЭН соответствовала
действительной характеристике при его работе на скважинной жидкости
определенной вязкости и при определенном газосодержании на приеме.
Паспортная характеристика H(Q) определяется при работе насоса на воде и,
как правило, является завышенной. Поэтому важно иметь действительную
характеристику ПЦЭН, прежде чем согласовывать ее с характеристикой
скважины. Наиболее надежный метод получения действительной
характеристики насоса — это его стендовые испытания на скважинной
жидкости при заданном проценте обводненности.
Контрольные вопросы:
1. В каких скважинах применяется ПЦЭН?
2. Назначение компенсатора?
3. Назначение протектора в ПЦЭН?
4. Как определяется глубина подвески ПЦЭН?
Тема XVI
ОБОРУДОВАНИЕ И ИНСТРУМЕНТ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ
СКАВЖИН
Лекция №37. Оборудование фонтанных скважин
Геологические условия нефтяных и газовых месторождений, из которых
добываются нефть и газ, различны. Они отличаются глубиной залегания
продуктивного пласта, характеристикой и устойчивостью проходимых
горных пород, пластовыми давлениями и температурой, газовым фактором,
плотностью нефти, давлением насыщения и другими характеристиками. В
зависимости от этих геологических характеристик и особенностей продуктивного пласта применяются различные конструкции скважин. В этих
конструкциях обязательными элементами являются короткое направление
(5—15 м), кондуктор (100—500 м) и обсадная — эксплуатационная колонна
(до продуктивного горизонта). Однако такая простая одноколонная
конструкция употребляется при глубинах порядка до 2000 м с устойчивыми
породами, не вызывающими осложнений при бурении и освоении скважины.
При сложных геологических условиях, трудностях спуска одной колонны до
проектной глубины, осложнениях при бурении, необходимости перекрытия
промежуточных горизонтов с большим пластовым давлением, а также по
ряду других причин необходимо применять более сложные и дорогостоящие
42
многоколонные конструкции скважин. Например, на скважинах,
пробуренных на меловые отложения в Чечено-Ингушетии, залегающие на
глубине 5300—6000 м, вынуждены применять многоколонные конструкции,
состоящие кроме направления и кондуктора из четырех-семи колонн, в том
числе с так называемыми хвостовиками, т. е. обсадными колоннами,
закрепляющими только вскрытую часть пород ниже башмака последней
обсадной колонны. Условия эксплуатации месторождений нефти и газа, а
также охрана недр и техника безопасности требуют герметизации и
разобщения межтрубных пространств, спуска в скважину НКТ, направления
продукции в замерные устройства, регулирования работы скважины, ее
кратковременного закрытия для ремонтных работ.
Это осуществляется с помощью установки на устье фонтанной скважины
оборудования, состоящего из колонной головки, фонтанной арматуры и
манифольдов.
Колонная головка. Она предназначена для обвязки устья скважины
с целью герметизации межтрубных пространств, а также для подвески
обсадных колонн и установки фонтанной арматуры. Существуют одно-,
двух-, трех-, четырех- и пятиколонные головки; требования, предъявляемые
к конструкциям колонных головок, следующие:
- надежная герметизация межтрубных пространств;
- возможность контроля за давлениями во всех межтрубных
пространствах;
- быстрое и надежное закрепление подвески обсадных колонн;
- возможность крепления к одной колонной головке различных обсадных
колонн, т. е. универсальность;
- быстрый и удобный монтаж;
- минимально возможная высота.
Колонная головка в период эксплуатации скважины остается на устье и,
как правило, не ремонтируется. Поэтому к ее конструкции и качеству
изготовления предъявляются высокие требования. Выпускаются колонные
головки на 14,0; 21,0; 35,0; 50,0 и 70,0 МПа рабочего давления. В некоторых
случаях (на газовых скважинах) применяются колонные головки,
рассчитанные на давление до 150 МПа.
После бурения с колонной головки демонтируют превенторы и
устанавливают фонтанную арматуру (рис. 79). Корпус головки 1
навинчивается на верхний резьбовой конец кондуктора. Обсадная колонна 10
вворачивается в специальную муфту 7. Герметичность соединения корпуса
головки 1 и муфты 7 достигается муфтой 2 и двумя кольцами 3 из
специальной нефтестойкой резины. Плотность посадки достигается за счет
прижатия муфты полукольцами 5 и фланцем 4, который болтами притягивается к фланцу корпуса. Муфта 7 заканчивается фланцем 6 для
присоединения к нему фонтанной арматуры.
43
Рисунок 79. Конструкция простейшей колонной головки для одной обсадной
колонны
Для опрессовки колонной головки и контроля давления в межтрубном
пространстве предусмотрен боковой отвод с краном высокого давления 9 и
манометром 8.
Фонтанная арматура. Фонтанная арматура предназначена:
- для подвески одной или двух колонн фонтанных труб;
- для герметизации и контроля пространства между фонтанными
трубами и обсадной колонной;
- для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации
и ремонте скважины;
- для направления продукции скважины в выкидную линию на
замерную установку;
- для регулирования режима работы скважины и осуществления
глубинных исследований.
Фонтанная арматура подвергается действию высоких температур и
давлений. Однако по своим эксплуатационным характеристикам (дебит,
давление, температура, газовый фактор и др.) фонтанные скважины бывают
различными. Поэтому возникает необходимость иметь фонтанные арматуры,
рассчитанные на различные условия работы.
Фонтанные арматуры различаются по конструктивным и прочностным
признакам:
- по рабочему давлению — от 7 до 105 МПа;
- по размерам проходного сечения ствола — от 50 до 100 мм;
- по конструкции фонтанной ёлки — крестовые и тройниковые;
-по числу спускаемых в скважину рядов труб — однорядные и
двухрядные;
- по типу запорных устройств — с задвижками или с кранами.
Для охвата всех возможных условий в фонтанных скважинах по
давлению приняты следующие стандарты: арматуры на 7, 14, 21, 35, 70 и 105
МПа рабочего давления, причем арматура на 7, 14, 21 и 35 МПа
44
испытывается на двойное рабочее давление, а арматура на 70 и 105 МПа —
на полуторакратное давление. Собственно фонтанная арматура состоит из
двух элементов: трубной головки и фонтанной ёлки. Трубная головка
предназначена для подвески фонтанных труб. Обычно она представляет
собой крестовину с двумя боковыми отводами с установленной на ней
переходной катушкой, в которую вворачивается верхний резьбовой конец
фонтанных труб. При применении двух рядов труб устанавливаются две
крестовины с переходными катушками. На нижней катушке подвешивается
первый ряд труб (большого диаметра), а на верхней катушке — второй ряд
труб (меньшего диаметра). На верхнем фланце катушки укрепляется
собственно фонтанная ёлка.
Трубная головка подвергается давлению затрубного газа, которое может
быть больше, чем давление в фонтанной ёлке. Поэтому трубная головка
рассчитывается и испытывается на давление примерно в 1,5 раза большее,
чем фонтанная ёлка. Это объясняется тем, что в межтрубном пространстве,
которое герметизирует трубная головка, может скопиться чистый газ, и поэтому давление может достигнуть пластового.
Фонтанные ёлки по конструкции делятся на крестовые и тройниковые.
Характерным узлом крестовой арматуры является крестовина 6 (рис. 80) с
двумя боковыми отводами, каждый из которых может быть рабочим, а
второй запасным.
Рисунок 80 - Фонтанная арматура крестового типа
45
Для тройниковой фонтанной ёлки (рис. 81) характерным узлом являются
тройники 1, к которым присоединяются выкидные линии — верхняя и
нижняя. Причем рабочим выкидом всегда должна быть верхняя линия, а
нижняя — запасной. Это продиктовано безопасностью работы и
возможностью предотвращения открытого фонтанирования. Тройниковые
арматуры, как правило, применяются в скважинах, дающих вместе с нефтью
абразивный материал—песок, ил. При разъедании песком верхнего тройника
скважина может быть переведена на работу через нижний отвод. При этом
промежуточная (между отводами) задвижка или кран закрывается; и верхний
тройник, и отвод могут быть отремонтированы. При применении в этих условиях крестовой арматуры разъедание крестовины приводит к
необходимости перекрытия скважины центральной задвижкой для замены
крестовины. Однако крестовые арматуры более компактны, высота их
меньше, обслуживание, которое заключается в снятии показаний
манометров, смене штуцеров и осуществляется с мостков без лестниц.
Тройниковые арматуры имеют большую высоту и требуют для
обслуживания специальных вспомогательных сооружений.
Рис. 81 - Фонтанная арматура тройникового типа
1 – фланец колонной головки, 2 – крестовик, 3 – тройник, 4 – катушка, 5 –
манометром, 6 - резьбовой ниппель, 7 – задвижки, 8 – тройник, 9 - буфер
46
Фонтанные арматуры шифруются следующим образом:
АФТ-65Кр-140, что означает: арматура фонтанная, тройниковая с
проходным сечением 65 мм, крановая на 14 МПа рабочего давления.
АФК-50-210 — арматура фонтанная крестовая диаметром 50 мм на
рабочее давление 21 МПа.
Масса фонтанной арматуры достигает 3 т, высота 4 м, ширина до 3,3 м.
Штуцеры. Они являются элементом фонтанной елки и предназначены
для регулирования режима работы фонтанной скважины и ее дебита.
Штуцеры устанавливаются на обеих выкидных линиях арматуры и
подразделяются на нерегулируемые и регулируемые. Более просты и
надежны нерегулируемые штуцеры. Они незаменимы в случаях, когда из
скважины поступает песок или другой абразивный материал. Существует
много конструкций нерегулируемых штуцеров, которые часто выполняются
в виде коротких конических втулок из легированной стали или из
металлокерамического материала с центральным каналом заданного
диаметра. По мере износа штуцера установленный режим работы скважины
нарушается и штуцер необходимо менять. Для этого работу скважины
переводят временно на запасной отвод, на котором установлен штуцер заданного диаметра, и одновременно меняют изношенный штуцер в основном
рабочем отводе. В связи с этим предложено много конструкций так
называемых быстросменных штуцеров (рис. 82).
Простейший штуцер выполняется в виде диафрагмы с отверстием
заданного диаметра, зажимаемой между двумя фланцами выкидной линии.
Применяются регулируемые штуцеры, в которых проходное сечение плавно
изменяют перемещением конусного штока в седле из твердого материала.
Перемещение осуществляется вращением маховика, на штоке которого
имеется указатель, показывающий эквивалентный диаметр проходного
кольцевого сечения регулируемого штуцера. Такие штуцеры сложнее,
дороже, имеют сальниковые уплотнения и применяются обычно в скважинах,
не продуцирующих песок. В любом штуцере происходит поглощение
энергии газожидкостной струи и снижение давления от давления на буфере
до давления в отводящей линии системы нефтегазосбора. Если разность
давлений велика, применяют несколько последовательно соединенных
штуцеров, в каждом из которых частично снижается давление.
47
Рисунок 82. Штуцер быстросменный для фонтанной арматуры высокого
давления (ЩБА-50-700):
1 - корпус, 2 - тарельчатая пружина, 3 - боковое седло, 4 - обойма, 5 крышка,
6-нажимная гайка, 7 - прокладка, 8 - гайка боковая, 9 - штуцерная
металлокерамическая втулка
Манифольды. Манифольд предназначен для обвязки фонтанной
арматуры с трубопроводом, подающим продукцию скважины на замерную
установку. Применяются различные схемы таких обвязок в зависимости от
местных условий и технологии эксплуатации. Поэтому эти схемы не
стандартизованы, но их узлы комплектуются из элементов заводского
изготовления. Простейшая схема манифольда крестовой фонтанной
арматуры (рис. 83) не предусматривает обвязку выкидов межтрубных
пространств и предполагает наличие только одной выкидной линии,
соединяющей скважину с трапной или замерной установкой. В некоторых
случаях при интенсивном отложении парафина предусматривают две
выкидные линии и манифольд, допускающий работу через любой из двух
выкидов.
48
Рисунок 83. Схема обвязки крестовой фонтанной арматуры
На рис. 83 показаны стандартизованные узлы заводской сборки. Они
очерчены четырехугольниками и помечены номером (№ 1, № 2, № 3). Схема
предусматривает два регулируемых штуцера, два вентиля для отбора проб
жидкости и газа, запорные устройства 3 для сброса продукции на факел или
земляной амбар, тройники 4, крестовики 5, предохранительный клапан 6,
фланцевые соединения 7. Основные узлы манифольда унифицированы с
узлами и деталями фонтанной арматуры. Манифольды на концах имеют
фланцы для присоединения труб диаметром 80 мм. В обозначение
манифольда входят номер схемы, условный проходной диаметр и рабочее
давление, например, 1МАТ-60Х125. Выкидной шлейф соединяет манифольд
арматуры с групповой замерной установкой (ГЗУ) промысловой системы
нефтегазосбора, где автоматически замеряются дебиты скважин. К ГЗУ
подключается группа скважин (до 24), дебит которых измеряется поочередно
по определенной программе.
Одиночные фонтанные скважины и особенно высокодебитные работают
в индивидуальную трапную установку, в которой происходит сепарация газа
(иногда двухступенчатая) и замер дебита. Далее, продукция скважины вместе
с водой и остаточным газом поступает в промысловый нефтесборный пункт
для частичного обезвоживания путем отстоя и полной сепарации газа. Часто
промысловый нефтесборный пункт совмещают с установками по
обезвоживанию и обессоливанию нефти с помощью ее нагрева, промывки
пресной водой с добавкой поверхностно-активных веществ —
деэмульгаторов, разрушающих поверхностные пленки на границе
мельчайших капелек воды и нефти.
Контрольные вопросы:
1. Предназначение колонной коловки?
2. Предназначение фонтанной арматуры?
3. Предназначение штуцеров?
4. Предназначение манифольда?
Лекция №38. Газлифтные клапаны
49
Современная технология эксплуатации газлифтных скважин неразрывно
связана с широким использованием глубинных клапанов специальной
конструкции, с помощью которых устанавливается или прекращается связь
между трубами и межтрубным пространством и регулируется поступление
газа в НКТ. В настоящее время существует большое число глубинных
клапанов разнообразных конструкций.
Рисунок 84. Принципиальная схема пружинного клапана
Все клапаны по своему назначению можно разделить на три группы.
1. Пусковые клапаны для пуска газлифтных скважин и их освоения.
2.Рабочие клапаны для непрерывной или периодической работы
газлифтных скважин, оптимизации режима их работы при изменяющихся,
условиях в скважине путем ступенчатого изменения места ввода газа в НКТ.
При периодической эксплуатации через эти клапаны происходит переток газа
в НКТ в те моменты, когда над клапаном накопится столб жидкости
определенной высоты и эти клапаны перекрывают подачу газа после выброса
из НКТ жидкости на поверхность.
3. Концевые клапаны для поддержания
уровня
жидкости
в
межтрубном пространстве ниже клапана на некоторой глубине, что
обеспечивает более равномерное поступление через клапан газа в НКТ
и предотвращает
пульсацию. Они устанавливаются вблизи башмака
колонны труб.
По конструктивному исполнению газлифтные клапаны очень
разнообразны. В качестве упругого элемента в них используется либо
пружина (пружинные клапаны), либо сильфонная камера, в которую
заблаговременно закачан азот до определенного давления (сильфонные
клапаны). В этих клапанах упругим элементом является сжатый азот.
Существуют комбинированные клапаны, в которых используются и пружина,
и сильфон. По принципу действия большинство клапанов являются
дифференциальными, т. е. открываются или закрываются в зависимости от
перепада давлений в межтрубном пространстве и в НКТ на уровне клапана.
50
Они используются как в качестве пусковых, так и в качестве рабочих. В отечественной практике нефтедобычи пружинные клапаны были разработаны
(А. П. Крылов и Г. В. Исаков) и испытаны на нефтяных промыслах Баку.
Пружинный дифференциальный клапан (рис. 84) укрепляется на внешней
стороне НКТ. Он имеет основной 1 и вспомогательный 2 штуцера. Газ
поступает через отверстия 3, число которых можно изменять. На обоих
концах штока 4 имеются две клапанные головки, причем пружины,
натяжение которых регулируется гайкой 6, держат шток прижатым к нижнему штуцеру 2. Таким образом, нормально клапан открыт. При его
обнажении газ через отверстие 3 и штуцер 1 проникает в НКТ и газирует в
них жидкость. В результате давление в НКТ pТ падает, а p к остается
постоянным. Возникай сила, стремящаяся преодолеть натяжение пружины
Fn и закрыть клапан. Если f 2 — площадь сечения нижнего штуцера, pТ —
давление внутри клапана (потерями на трение пренебрегаем), а p к —
давление, действующее на нижний клапан, то условие закрытия клапана
запишется как
f 2  pк  pТ   Fп
или
f 2 pзак  Fn
(1)
где p зак  pк  pТ — такая разность давлений, при которой преодолевается сила пружины Fn и клапан закрывается (закрывающий перепад).
После закрытия верхняя головка прижмется к штуцеру 1, площадь которого
f1 намного больше f 2. При закрытии давление в клапане ниже штуцера 1
станет равным p к Оно будет действовать на большую площадь верхнего
штуцера f1 и клапан будет надежно удерживаться в закрытом состоянии при
условии
f1  pк  pТ   Fn.
(2)
Поскольку f1  f 2 то согласно (2) клапан будет оставаться закрытым
даже при малом перепаде давлений p к  pТ . При уменьшении разницы pк  pТ
до определенного минимума пружина преодолеет силу f1  pк  pТ  и клапан
откроется. Эта разница давлений называется открывающим перепадом.
Таким образом, открытие клапана произойдет при условии
f1pОТ  Fn.
(3)
Сопоставляя (1) и (2) и учитывая, что f1  f 2, можно видеть, что
p зак  pОТ . . Величины p закиpОТ можно регулировать, изменяя натяжение
пружины регулировочной гайкой 6, а также изменением сечения f 2 штуцера
2. Пропускная способность клапана по газу регулируется числом или размером отверстий 3. Важной характеристикой для клапана является
зависимость его пропускной способности от перепада давлений на клапане
(рис. 85). К моменту закрытия клапана и отсечки газа уровень жидкости в
51
межтрубном пространстве обнажает следующий клапан, который вступает в
действие вместо закрытого предыдущего.
Сильфонные клапаны бывают двух типов:
работающие от давления в межтрубном пространстве p к ;
работающие от давления в НКТ pТ .
Сильфонный клапан, управляемый давлением pk (рис. 86), состоит из
сильфонной камеры 1, заряженной азотом на давления pc. Эффективная
площадь сечения сильфона f c На штоке 2 имеется клапан 3, сечение седла
которого f к Через штуцерное отверстие 4 газ поступает из межтрубного пространства через клапан в НКТ.
При закрытом клапане давление p к в нем будет действовать на площадь
сильфона f c за вычетом площади клапана f к
Рисунок 85. Зависимость расхода газа через клапан от перепада давлений
Рисунок 86. Принципиальная схема клапана, управляемого давлением в
межтрубном пространстве
Со стороны НКТ на площадь f к будет действовать давление pТ . Обе эти
силы будут стремиться открыть клапан. Препятствовать открытию будет
давление газа в сильфоне pc , действующее на площадь f c . Открытие клапана
произойдет, если
pк  f c  f к  pТ f к  pc f c. 
Давление, при котором откроется клапан, будет равно
 pк ОТ  pc f c  pТ f к ,
fТ  f к
или
52
fc
fk
 pТ
.
fc  fк
fc  fк
знаменатель справа на
p 
к ОТ
Деля числитель
f к / f c  R,
получим
p 
к ОТ
и
 pc
 pc
fc и
1
R
 pТ
.
1 R
1 R
обозначая
(4)
Это будет давление в межтрубном пространстве, при котором
клапан откроется.
Решая (4) относительно pc — давления зарядки сильфона, найдем
pc   pк ОТ 1  R   pТ R.
(5)
Это будет давление, которое необходимо создать в сильфонной
камере при ее зарядке на
поверхности при задание давлении
в
межтрубном пространстве для открытия клапана  pk ОТ .
После открытия клапана давление внутри клапана будет действовать на
всю площадь сильфона, поэтому будет справедливо равенство сил
p к f c  pc f c .
Непосредственно перед закрытием клапана в нем под сильфоном должно
быть давление закрытия  p к зак
p 
к
зак
Откуда видно, что  pк зак  pc.
Тогда разница открывающего
равна
p 
к от
  pк зак  pc
f c  pc f c .
и закрывающего перепадов будет
1
R
R
 pТ
 pc   pc  pТ 
.
1 R
1 R
1 R
После подстановки в (5) значения pc согласно найдем (4)
или
R
p   pк ОТ   pк зак   pк ОТ 1  R   pТ R  pТ 
,
1 R
p   pк ОТ  pТ R.
(6)
Из (6) видно, что R  f к / f c является важной величиной, определяющей
характеристику клапана.
Обычно диаметр седла клапана колеблется в пределах от 3 до 12 мм, a R
от 0,08 до 0,5. Однако действительная величина R из-за неучета сил трения
газа в клапане меньше расчетной, определяемой формулой (6). Это означает,
что эффективное значение R меньше действительного. Уменьшение
составляет ~6—7 %. Таким образом, изменением давления в межтрубном
пространстве можно управлять работой клапана, т. е. открывать его или
закрывать.
Принципиальная схема клапана, чувствительного к изменениям давления
в трубах, показана на рис. 87. В нем на сильфон всегда действует
53
давление pТ устанавливающееся трубах. При накоплении жидкости в НКТ и
соответствующем
увеличении
давления
сопротивление
сильфона
преодолевается, и клапан открывается, впуская газ в НКТ
из
межтрубного пространства. После открытия давление pТ будет действовать
на всю площадь сильфона f c. При снижении давления в трубах до
некоторой величины клапан закроется, так как сила, действующая со
стороны сильфона, станет больше, чем сила, действующая со стороны
камеры клапана. Комбинированные клапаны имеют в дополнение к
сильфону цилиндрическую пружину, которая воспринимает на себя часть
нагрузки.
Это позволяет делать сильфон более чувствительным к
изменениям давления, действующего на него при прямом и обратном ходе.
Рисунок 87. Принципиальная схема клапана, управляемого давлением в
трубах
Контрольные вопросы:
1. На какие группы подразделяются клапаны по своему назначению?
2. На какие группы подразделяются клапаны по конструктивному
исполнению?
3. На какие группы подразделяются клапаны по характеру работы?
4. На какие группы подразделяются клапаны по давлению
срабатывания?
Лекция № 39. Оборудование скважин эксплуатируемых штанговыми
насосами
Наземное оборудование
Индивидуальный механический привод штанговых скважинных насосов
осуществляется станком-качалкой.
Основные узлы станка-качалки: рама, стойка в виде усеченной
четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с
шатунами, шарнирно подвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и
противовесами.
В комплект входит набор сменных шкивов для изменения числа качаний.
54
Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается
на поворотной салазке.
Станки-качалки выпускаются различных типа размеров, что обеспечивает
возможность работы штанговых скважинных насосов различных диаметров,
спускаемых на разную глубину, получения необходимой длины хода
устьевого штока и крутящего момента на ведомом валу редуктора.
Редуктор предназначен для уменьшения тела оборотов, передаваемых от
электродвигателя кривошипам станка-качалки.
На нефтяных промыслах в эксплуатации имеются СК различных
типоразмеров и конструкций. В механическом и кинематическом отношении
они достаточно совершенны (рис. 88). В шифре СК указывается грузоподъемность, максимальный ход и допустимый момент на валу редуктора.
Пример шифра СКЗ—1,2—630. Это означает: грузоподъемность станкакачалки — 3 т, максимальный ход—1,2 м, наибольший крутящий момент на
валу редуктора — 630 кгс·м. Таким образом, в самом шифре указываются
важнейшие характеристики СК.
Предусмотрено механизированное плавное перемещение кри-вошипных
противовесов, при котором достигается лучшее уравновешивание СК.
Качалки оборудованы двухколодочным тормозом с ручным приводом.
Тормозной барабан закреплен на трансмиссионном валу редуктора. С
помощью тормоза балансир и противовесы качалки могут быть
зафиксированы в любом положении. Электродвигатель устанавливается на
салазках, наклон которых регулируется для достижения необходимого
натяжения тиксотропных ремней трансмиссионной передачи. Изменение
длины хода балансира достигается перестановкой пальца шатуна на
кривошипе, а изменение числа качаний достигается сменой шкива на
валу электродвигателя на другой размер. Кроме описанных балансирных
станков-качалок существует много других индивидуальных приводов для
штанговых насосных установок, не получивших, однако, широкого
распространения. К числу таких приводов можно отнести безбалансирные
станки-качалки, в которых возвратно-поступательное движение штанг
осуществляется с помощью цепи или канатов, перекинутых через шкивызвездочки, укрепленные на наклонной к устью скважины пирамиде-опоре.
Канатная подвеска (или цепь) прикрепляется к штангам, а другим концом к
кривошипу редуктора.
55
Рисунок 88. Схема балансирного станка-качалки:
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
При вращении вала редуктора и укрепленных на валу кривошипов
канаты подвески и колонна штанг совершают возвратно-поступательное
движение. Отсутствие тяжелого высокоподнятого на пирамиде-стойке
балансира позволяет уменьшить массу безбалансирных станков и несколько
улучшить кинематику привода. Безбалансирные СК уравновешиваются с помощью противовесов, укрепляемых на кривошипе, как и у балансирных СК.
Однако центр тяжести противовеса имеет по отношению к точке
прикрепления шатунов угловое смещение, зависящее от наклона линии,
соединяющей центры вращения шкивов на опоре и оси главного вала
кривошипа.
Существуют балансирные СК с гидропневматическим и пневматическим
уравновешиванием. Эти станки более компактные, чем обычные
балансирные, имеют более плавный ход, меньшие инерционные нагрузки.
Однако они сложнее в изготовлении, дороже и, несмотря на некоторое
уменьшение габаритных размеров, более металлоемки. Уравновешивание в
56
них достигается как зa счет использования роторных противовесов, так и за
счет сжатия воздуха в специальном цилиндре с перемещающимся в нем
поршнем. Кроме того, на СК с пневматическим уравновешиванием
обязательно
имеется
небольшой
одноцилиндровый компрессор для
подкачки воздуха в систему уравновешивания. Разработаны гидравлические
качалки, состоящие из длинного цилиндра и движущегося в нем
поршня,
соединенного непосредственно с колонной штанг. Цилиндр
устанавливается вертикально над устьем
скважины.
Возвратнопоступательное движение поршня и штанг достигается путем переключения
золотниковым устройством нагнетаемой силовым насосом жидкости в
полости цилиндра. В качестве силового используется обычно шестеренчатый
насос с приводом от электродвигателя. Уравновешивание осуществляется за
счет противоположного по фазе перемещения насосных
труб с
гидравлической подвеской. Гидравлические качалки очень компактны,
имеют массу в 2— 2,5 раза меньшую, чем обычные балансирные СК,
плавный ход, однако существенным
их
недостатком
является
перемещение НКТ, дополнительные уплотнительные сальниковые элементы
и длинные силовые цилиндры, изготовление которых требует совершенной
технологии.
Оборудование устья скважины
Устьевое оборудование штанговой насосной скважины предназначено
для герметизации затрубного пространства и отвода продукции скважины.
В связи с широким распространением однотрубной системы сбора
продукции скважин при централизованных установках по сепарации газа и
замеру дебитов сильно возросли давления на выкидах насосных установок. В
некоторых случаях возникает необходимость иметь на устье скважин
(удаленные скважины, высокие вязкости жидкости) давления, доходящие до
4 МПа. Это усложняет конструкцию устьевого оборудования и повышает к
нему технические требования. Типичной обвязкой устья скважины, оборудованной ШСНУ, является конструкция, показанная на рис. 89.
Устьевой сальник герметизирует выход полированного штока. В полость
сальника укладываются разрезные кольца из прорезиненного тканевого
ремня или специальной нефтестойкой резины, которые уплотняются
заворачиванием верхней нажимной муфты. Часто причиной нарушения
герметичности устьевого сальника является несовпадение центра сальника с
центром канатной подвески штанг или ее отклонение от вертикали при
движениях балансира. Такие отклонения в той или иной мере всегда имеют
место при недостаточной точности установки станка-качалки, балансира или
их нарушении в процессе длительной работы.
57
Рисунок 89. Типичное оборудование устья скважины для штанговой насосной установки:
1 — колонный фланец, 2 — планшайба, 3 — НКТ, 4 — опорная муфта, 5
— тройник, 6 — корпус сальника, 7 — полированный шток. 8 — головка
сальника, 9 — сальниковая набивка
Это
обусловило
появление
устьевых
сальников
с
самоустанавливающейся головкой с шаровым шарнирным соединением.
Такой сальник разработан Азинмашем и рассчитан на давление до 4,0 МПа.
Шаровая головка сальника допускает отклонение его оси от вертикали в
любую сторону до 3°. Герметичность в шаровом сочленении обеспечивается
уплотнительным кольцом из нефтестойкой резины. Шаровое сочленение увеличивает срок службы сальниковой набивки и полированного штока. При
необходимости
периодически
сальниковую
набивку
подтягивают
завинчиванием крышки головки.
Канатная подвеска
Сальниковый шток присоединяется к головке балансира с помощью
канатной подвески. Конструкция канатной подвески допускает установку
прибора— динамографа для снятия диаграммы — зависимости силы,
действующей в точке подвеса от хода штока [Р(S)].
Кроме того, с помощью канатной подвески регулируется посадка
плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о
всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра.
58
Рисунок 90. Канатная подвеска сальникового штока
Канатная подвеска (рис. 90) состоит из нижней 1 и верхней 4 траверс. В
нижнюю траверсу заделаны с помощью специальных зажимов 2 концы
канатной петли 7. На верхней траверсе укреплен клиновой зажим 5,
удерживающий сальниковый шток. По краям нижней траверсы имеются
винты 3 для подъема верхней траверсы при установке в их разъем
динамографа. Элементы конструкции канатных подвесок, входящих в комплект станка-качалки, стандартизованы. Канатная петля одевается на
специальный ролик, имеющийся на головке балансира.
Изменение места захвата сальникового штока клиновым захватом
достигается перестановкой верхней траверсы вдоль штока на требуемое
место и повторной затяжкой клинового захвата муфтой 6.
Штанговращатель
Штанговращатель — механическое приспособление, закрепляемое на
сальниковом штоке для медленного проворачивания колонны штанг и
плунжера «на заворот» при каждом ходе головки балансира.
Штанговращатели применяются при эксплуатации искривленных
скважин для предотвращения одностороннего истирания штанг, муфт и
плунжера, для предотвращения отворотов штанговых колонн, а также в
случаях применения пластинчатых скребков, укрепляемых на колонне штанг
для удаления отложений парафина на внутренних стенках насосных труб.
Обычно штанговращатель состоит из зубчатого круглого диска,
закрепляемого на теле штока горизонтально, и храпового механизма с
шарнирным зубом и рычагом, который тросом соединяется с неподвижной
точкой. При каждом качании балансира трос натягивается, перемещает
рычаг, с помощью которого шарнирный зуб (собачка) поворачивает диск на
один шаг.
Таким образом, штанги делают один оборот за такое число качаний,
сколько зубьев имеется в диске по его периметру.
Штанговращатели существенно улучшают работу ШСНУ при
осложненных условиях эксплуатации.
59
Подземное оборудование.
Скважину,
эксплуатируемую
насосным
способом,
оборудуют
штанговыми скважинными насосами, спущенными на трубах, плунжер
которых приводится в движение колонкой штанг.
Для эксплуатации скважин различных категорий (нормальных, с
усложненными условиями) разработан ряд скважинных насосов невставного
и вставного типов.
Невставные насосы. Цилиндр спускается в скважину на насосных
трубах без плунжера. Плунжер спускается отдельно на насосных штангах.
Плунжер вводится в цилиндр вместе с подвешенным к плунжеру
всасывающим клапаном. Чтобы плунжер довести до цилиндра насоса без
повреждений через трубы, последние должны иметь внутренний диаметр
больше наружного
диаметра
плунжера (примерно на 6 мм). Для
извлечения невставного насоса в случае замены или ремонта необходимо
сначала
извлечь штанги с висящим на их конце плунжером, а затем
насосные трубы с висящим на их конце цилиндром насоса.
Вставные насосы. Цилиндр в сборе с плунжером
и клапанами
спускается на штангах. В этом случае на конце насосных труб заранее
устанавливается специальное посадочное устройство — замковая опора, на
которой происходит посадка и уплотнение насоса. Для извлечения
вставного насоса в случае ремонта достаточно извлечь только штанги,
вместе с которыми извлекается весь насос.
Поскольку при вставном насосе через трубы данного диаметра
пропускается не только плунжер; но и цилиндр вместе с кожухом, то диаметр
плунжера вставного насоса должен быть намного меньше диаметра трубного.
Поэтому подача вставного насоса при трубах данного диаметра всегда
меньше подачи невставного.
Общая характеристика насосов. На рис. 91 показаны принципиальные
схемы невставных (рис. 91, а, б) и вставного (рис. 91, в) насосов.
Как видно из рисунка (см. рис. 91, а), в НГН-1 всасывающий клапан 5
держится в седле конуса 6 и соединен с плунжером 3 специальным штоком 7.
Это позволяет при подъеме штанг, а следовательно, и плунжера сразу
извлечь всасывающий клапан 5. Такая операция необходима не только для
замены или ремонта клапана, но и для спуска жидкости из насосных труб
перед их подъемом. Однако наличие длинного штока не позволяет
установить в нижней части плунжера второй нагнетательный клапан для
уменьшения вредного пространства и повышения надежности работы насоса.
Кроме того, наличие штока внутри плунжера ограничивает ход последнего, и
в насосах этой конструкции он не превышает 1 м.
60
Рисунок 91. Принципиальная схема скважинных штанговых насосов: а —
невставной насос с штоком типа НГН-1; б — невставной насос с ловителем
типа НГН-2; 1— нагнетательные клапаны, 2 — цилиндры, 3 — плунжеры; 4
— патрубки-удлинители, 5 — всасывающие клапаны, 6 — седла конусов, 7 —
захватный шток, 8 — второй нагнетательный клапан, 9 — ловитель, 10 —
наконечник для захвата клапана; в — вставной насос типа НГВ-1: 1 —
штанга, 2 — НКТ, 3 — посадочный конус, 4 — замковая опора, 5 — цилиндр,
6 — плунжер, 7 — направляющая трубка
В насосах НГН-2 (см. рис. 91, б) —два нагнетательных клапана. Это
существенно уменьшает (на объем плунжера) объем вредного пространства и
повышает коэффициент наполнения при откачке газированной жидкости. У
этих насосов для посадки и извлечения всасывающего клапана 5 имеется
специальный ловитель 9, которым захватывается шток 10. После спуска
плунжера на штангах и посадки всасывающего клапана на конус поворотом
штанг ловитель разъединяется от штока, и плунжер может производить
возвратно-поступательное движение с любой допускаемой длиной цилиндра
величиной хода. Перед подъемом насоса для его ремонта необходимо
ловителем захватить шток конуса. Это осуществляется поворотом штанг по
часовой стрелке при посаженном плунжере до отказа. Если операция ловли
конуса неудачна, то насосные трубы приходится поднимать вместе с
жидкостью, что сильно осложняет работу бригады текущего ремонта.
Вставные насосы НГВ-1 имеют один или два клапана, размещенные в
верхней и нижней части плунжера.
61
Поскольку на штангах извлекается и опускается весь насос в сборе, то
отпадает необходимость иметь ловитель или шток для подъема
всасывающего клапана.
Отечественные насосы имеют следующие номинальные диаметры
цилиндров, мм:
НГН-1 — 28; 32; 43; 55; 68;
НГН-2 — 28; 32; 38; 43; 55; 68; 82; 93;
НГВ-1 —28; 32; 38; 43; 55; 68.
Фактические диаметры могут отличаться от номинальных на 1—2 мм в
большую сторону (для 93-мм насоса фактический диаметр может
доходить до 96 мм). Это объясняется повторным использованием как
плунжеров, так и цилиндров, а также и других деталей насосов после их
реставрации на заводах или в мастерских.
Цилиндры насосов. Цилиндры собираются из коротких (0,3 м) стальных
или чугунных втулок, вставляемых на специальной оправке в кожух и
сжатых с торцов муфтами кожуха. Число втулок в насосах НГН-1—от 2 до 7,
что обеспечивает ход плунжера до 0,9 м; в насосах НГН-2—от 6 до 24 и в насосах НГВ-1 —от 9 до 27, что обеспечивает ход плунжера до 6 м. В
некоторых случаях цилиндры короткоходовых насосов изготовляются из
цельной стальной трубы с гладкообработанной внутренней поверхностью.
Длинные цельные цилиндры изготовить технически трудно, так как при этом
не удается выдержать необходимую точность. Конструктивно вставные
насосы несколько сложнее невставных.
Все насосы по зазору между плунжером и цилиндром делятся на три
группы посадки:
Группа посадки
I
II
III
Зазор, мкм
20—70
70—120
120—170
Насосы III группы посадки, как правило, применяются для неглубоких
скважин при откачке вязких нефтей и эмульсий и при больших отборах
жидкости. Насосы II группы посадки применяются при средних глубинах и
откачке масляной нефти. Насосы I группы применяют для глубоких скважин
при откачке 1 масляной нефти при полном отсутствии песка в откачиваемой
жидкости.
Плунжеры насосов. Плунжеры изготавливаются из стальных труб
стандартной длины 1,2 м. Наружная поверхность — полированная
хромированная. Плунжеры бывают гладкие, (рис. 92, а), с кольцевыми
канавками (рис. 92, б), с винтовой канавкой (рис. 92, в) и типа «пескобрей»
(рис. 92, г).
62
Рисунок 92. Плунжеры, применяемые для штанговых глубинных насосов
Кроме того, имеются плунжеры, армированные тремя или четырьмя
резиновыми кольцами, которые применяются в насосах НГН-2Р, что
означает: насос глубинный невставной типа 2 с плунжером, имеющим
резиновые кольца (Р).
Если цилиндр насоса безвтулочный, а плунжер с резиновыми кольцами,
то к шифру будет добавлена буква Б, например, НГН-1РБ (буква Б означает
безвтулочный). Насосы с гуммированным (обрезиненным) плунжером
разработаны в Грозном и применяются в неглубоких скважинах.
Клапаны насоса (рис. 93, 94). Наиболее быстро изнашиваемым узлом в
насосе является клапан. Непрерывные удары шарика по седлу под действием
столба жидкости в течение длительного времени разбивают поверхность
контакта, и герметичность клапана нарушается. Особенно тяжелые условия
для работы клапана создаются при откачке жидкости с абразивной взвесью
(песок) и при наличии коррозионной среды.
На верхнем переводнике каждого вставного и невставного насоса
выбивается клеймо, на котором отмечаются 1 – товарный знак заводаизготовителя, 2 – заводской номер насоса, 3 – шифр насоса, условный
диаметр, допустимая длина хода плунжера и максимальная глубина спуска, 4
– год выпуска насоса.
Кроме того, на кожухе каждого насоса у верхнего его конца наносится
шифр насоса (по трафарету эмалевой краской), например, НГН2-43-4200-ПП-120. Это означает: насос невставной 2-го типа диаметром 43 мм с
максимальным ходом плунжера до 4200 мм, II-й группы пригонки с
плунжером типа пескобрей (П) с давлением опрессовки 120 атмосфер (12
МПа). Все насосы, кроме того, снабжаются паспортом с указанием всех технических данных.
63
Рисунок 93. Клапанные узлы: а – нагнетательный клапан для насосов
НГН-1 (43, 55 и 68 мм); б – всасывающий клапан для насосов НГН-1 (43, 55 и
68 мм); 1 – клетка клапана; 2 – шарик; 3 – седло клапана; 4 – ниппель или
ниппель-конус
Рисунок 94. Нижний нагнетательный клапан насосов НГН-2 с ловителем
для захвата штока всасывающего клапана:
1 – клетка клапана; 2 – шарик; 3 – седло клапана; 4 – корпус ловителя; 5
– ловитель
Необходимо также указать на существование специальных насосов,
спускаемых на трубчатых штангах. Их шифр содержит букву Т, например
НГН2Т. Это означает: насос глубинный невставной типа 2, для трубчатых
штанг. При откачке жидкости с большим содержанием песка и взвеси, для
предотвращения попадания этой взвеси в зазор между цилиндром и
плунжером и заклинивания, откачиваемая жидкость из плунжера попадает
не в насосные трубы, а в полые (трубчатые) штанги и по ним поднимается
на поверхность. В качестве трубчатых штанг используются те же трубы,
но малого диаметра
(48—60 мм). Принципиальное отличие насосов
64
для трубчатых штанг состоит только в том, что нагнетательный клапан
(один или два) располагается в нижней части плунжера. Верхняя часть плунжера через специальный переводник соединяется с трубчатыми штангами.
Поэтому жидкость не попадает в пространство между насосными трубами и
трубчатыми штангами. В остальном конструкция этих насосов не
отличается от обычных. Насосы для трубчатых штанг могут быть как
вставные, так и невставные. Кроме того, разработаны конструкции
специальных насосов других типов и назначений, например для раздельной
добычи нефти.
Штанги
Обычные штанги выпускаются четырех номинальных размеров по
диаметру тела штанги: 16, 19, 22 и 25 мм. Концы штанги имеют утолщенные
головки с квадратным сечением для захвата специальными ключами при
свинчивании и развинчивании колонны штанг. Штанги соединяются
штанговыми муфтами (рис. 95).
Кроме штанг нормальной длины (8 м) выпускаются укороченные штанги
длиной 1; 1,2; 1,5; 2; 3 м стандартных диаметров. Укороченные штанги
необходимы для регулировки длины всей колонны штанг с таким расчетом,
чтобы висящий на них плунжер перемещался в цилиндре насоса в заданных
пределах. Верхний конец колонны штанг заканчивается утолщенным полированным штоком, проходящим через сальниковое уплотнение устья
скважины.
Рисунок 95. Насосная штанга и соединительная муфта
В зависимости от условий эксплуатации штанги выпускаются с
различной
прочностной
характеристикой.
Для
их
изготовления
используются стали марки 40 или никель- молибденовые стали марки
20НМ с термообработкой и последующим поверхностным упрочнением
токами высокой частоты (ТВЧ).
Несмотря на то что верхние сечения штанг обычно бывают наиболее
нагруженными, практика показывает, что поломки и обрывы штанг
случаются и в нижних сечениях. При использовании насосов больших
диаметров (56, 70, 95 мм), особенно при откачке вязких жидкостей и при
больших скоростях плунжера (Sn>30) нижние штанги могут испытывать
продольный изгиб и, как следствие, отвороты и поломки. В таких случаях
прибегают к установке «утяжеленного низа», состоящего из 2—6 тяжелых
штанг или труб общей массой 80—360 кг. Это улучшает условия работы
65
нижней части колонны штанг, но одновременно сокращает предельную
глубину подвески насоса.
При креплении штанг рекомендованы следующие предельные крутящие
моменты:
Диаметр штанг, мм 16
19
22
25
Крутящий момент,
Н∙м
300 500 700 1000
Частые спуски и подъемы штанг приводят к увеличению частоты
обрывов штанг. Соответствующими инструкциями peгламентируются
правила хранения, перевозки и сборки штанг и штанговых колонн.
Насосные трубы
Насосно-компрессорные трубы (НКТ)
бывают с гладкими и
высаженными (равнопрочные) концами. Трубы с гладкими концами имеют
постоянный диаметр по длине и поэтому в местах нарезки под муфтовые
соединения несколько ослаблены. Трубы с высаженными наружу
концами имеют утолщенные концы в местах нарезки под муфтовые
соединения и поэтому повышенную прочность нарезанной части трубы. 1
По длине НКТ разделяются на три группы: I – от 5,5 до 8 м; II – 8–8,5 м;
III – 8,5–10 м.
Трубы изготавливаются из сталей пяти групп прочности: Д, К, Е, Л, М.
Гладкие трубы и муфты к ним групп прочности К, Е, Л, М, а также все трубы
с высаженными концами подвергаются
термообработке. Условный
диаметр трубы с точностью до нескольких десятых долей миллиметра
совпадает с наружным диаметром тела трубы.
НКТ в скважинах, особенно при ШСНУ, несут большую нагрузку.
Кроме растяжения от действия собственного веса они подвержены нагрузке
от
веса столба
жидкости,
заполняющей НКТ, и иногда от веса
колонны штанг при их обрыве в верхней части или при посадке плунжера
на шток
всасывающего
клапана. В искривленных скважинах
они
подвергаются трению
штанговыми муфтами. При больших противодавлениях на устье еще добавляется
сила, равная произведению
устьевого давления на площадь трубы. Обычно коэффициент
запаса
прочности принимают
равным
1,3 – 1,5, считая по нагрузке, соответствующей напряжению текучести σт.
Трубы маркируются у муфтового конца. На клейме указываются условный диаметр, толщина стенки (мм), товарный знак завода, группа прочности
(буква), месяц и год выпуска. Толщина стенок указывается только для труб
73 и 89 мм, которых может быть две.
Правильное сопряжение резьбовых соединений НКТ достигается при
приложении крутящего момента определенной величины, а именно:
Условный диаметр трубы, мм 48
60
73
89
102
114
Крутящий момент, Н·м
500 800 1000 1300 1600 1700–
2000
Поэтому важно использовать автоматы для свинчивания и развинчивания
НКТ со специальным фрикционным регулятором момента.
66
Недопустим спуск НКТ без смазки резьбовых соединений, а также их
транспортировка без предохранительных колец и деревянных заглушек.
Для уменьшения собственного веса труб при необходимости их спуска на
большую глубину применяют ступенчатую колонну НКТ с большим
диаметром вверху и малым внизу. Для работы в коррозионной среде находят
все большее применение НКТ с внутренним покрытием, лакокрасками,
эмалями или металлическим покрытием из алюминия.
Специально для сверхглубоких скважин созданы трубы из алюминиевого
сплава. Их малая масса при незначительном уменьшении прочности
позволяет спускать НКТ на большую глубину.
Все перемещения партии труб регистрируются в специальном журнале
учета работы НКТ. Отбракованные трубы обязательно исключаются из
партии и не используются для спуска в скважины.
Контрольные вопросы:
1. Что относится к наземному оборудованию?
2. Что такое штанговращатель?
3. Что относится к подземному оборудованию?
4. Чем отличаются вставные насосы от невставных?
5. Что такое плунжер насоса?
6. Какие бывают штанги по диаметру и длине?
Лекция №40. Элементы погружной электроцентробежной насосной
установки
ПОГРУЖНОЙ НАСОСНЫЙ АГРЕГАТ
Насосный агрегат состоит из насоса (рис. XI.3. а), узла гидрозащиты
(рис. XI.3. б), погружного электродвигателя ПЭД (рис. XI.3. в), компенсатора
(рис. XI.3. г), присоединяемого к нижней части ПЭДа.
Насос состоит из следующих деталей: головки 1 с шаровым обратным
клапаном для предупреждения слива жидкости из НКТ при остановках;
верхней опорной пяты скольжения 2, воспринимающей частично осевую
нагрузку из-за разности давлений на входе и выкиде насоса; верхнего
подшипника скольжения 3, центрирующего верхний конец вала; корпуса
насоса 4; направляющих аппаратов 5, которые опираются друг на друга и
удерживаются от вращения общей стяжкой в корпусе 4; рабочих колес 6;
вала насоса 7, имеющего продольную шпонку, на которой насаживаются
рабочие колеса со скользящей посадкой. Вал проходит и через
направляющий аппарат каждой ступени и центрируется в нем втулкой
рабочего колеса, как в подшипнике; нижнего подшипника скольжения 8;
основания 9, закрытого приемной сеткой и имеющего в верхней части круглые наклонные отверстия для подвода жидкости к нижнему рабочему колесу;
концевого подшипника скольжения 10. В насосах ранних конструкций,
имеющихся еще в эксплуатации, устройство нижней части иное. На всей
длине основания 9 размещается сальник из свинцово-графитовых колец,
разделяющий приемную часть насоса и внутренние полости двигателя и
67
гидрозащиты. Ниже сальника смонтирован трехрядный радиально-упорный
шариковый подшипник, смазываемый густым маслом, находящимся под
избыточным, по отношению к внешнему, некоторым давлением (0,01—0,2
МПа).
В современных конструкциях ЭЦН в узле гидрозащиты не создается
избыточного давления, поэтому утечки жидкого трансформаторного масла,
которым заполнен ПЭД, меньше, и необходимость в свинцово-графитовом
сальнике отпала.
Полости двигателя и приемной части разделяют простым торцовым
уплотнением, давления по обе стороны которого одинаковые. Длина корпуса
насоса обычно не превышает 5,5 м. Когда же нужное число ступеней (в
насосах, развивающих большие напоры) разместить в одном корпусе не
удается, их размещают в два или три отдельных корпуса, составляющих
самостоятельные секции одного насоса, которые состыковываются вместе
при спуске насоса в скважину.
Узел гидрозащиты — самостоятельный узел, присоединяемый к
ПЦЭИ болтовым соединением (на рис. 96 узел, как и сам ПЦЭН, показан с
транспортировочными заглушками, герметизирующими торцы узлов).
Рис.96. Устройство погружного центробежною агрегата:
а — центробежный насос, б — узел гидрозащиты, в — погружной
электродвигатель, г — компенсатор
68
Верхний конец вала 1 соединяется шлицевой муфтой с нижним
концом вала насоса. Легкое торцевое уплотнение 2 разделяет верхнюю
полость, в которой может быть скважинная жидкость, от полости ниже
уплотнения, которая заполнена трансформаторным маслом, находящимся,
как и скважинная жидкость, под давлением, равным давлению на глубине
погружения насоса. Ниже торцевого уплотнения 2 располагается подшипник
скользящего трения, а еще ниже — узел 3 — опорная пята,
воспринимающая осевое усилие вала насоса. Опорная пята скольжения 3
работает в жидком трансформаторном маете.
Ниже размещается второе торцевое уплотнение 4 для более надежной
герметизации двигателя. Оно конструктивно не отличается от первого. Под
ним располагается резиновый мешок 5 в корпусе 6. Мешок герметично
разделяет две полости: внутреннюю полость мешка, заполненного
трансформаторным маслом, и полость между корпусом 6 и самим мешком, в
которую имеет доступ внешняя скважинная жидкость через обратный
клапан 7.
Скважинная жидкость через клапан 7 проникает в полость корпуса 6 и
сжимает резиновый мешок с маслом до давления, равного внешнему.
Жидкое масло по зазорам вдоль вала проникает к торцевым уплотнениям и
вниз к ПЭДу.
Разработаны две конструкции устройств гидрозащиты. Гидрозащита
ГД отличается от описанной гидрозащиты Г наличием на валу малой
турбинки, создающей повышенное давление жидкого масла во внутренней
полости резинового мешка 5.
Внешняя полость между корпусом 6 и мешком 5 заполняется густым
маслом, питающим шариковый радиально-упорный подшипник ПЦЭН
прежней конструкции. Таким образом, узел гидрозащиты ГД
усовершенствованной конструкции пригоден для использования в
комплекте с широко распространенными на промыслах ПЦЭН прежних
типов. Ранее применялась гидрозащита, так называемый протектор
поршневого типа, в которой избыточное давление на масло создавалось
подпружиненным поршнем. Новые конструкции ГД и Г оказались более надежными и долговечными. Температурные изменения объема масла при
его нагревании или охлаждении компенсируются с помощью
присоединения к нижней части ПЭДа резинового мешка — компенсатора
(рис. IХ.З. г).
Для привода ПЦЭН служат специальные вертикальные асинхронные
маслозаполненные
двухполюсные
электродвигатели
(ПЭД).
Электродвигатели насоса делятся на 3 группы: 5; 5А и 6.
Поскольку вдоль корпуса электродвигателя, в отличие от насоса,
электрокабель не проходит, диаметральные размеры ПЭДов названных
групп несколько больше, чем у насосов, а именно: группа 5 имеет
максимальный диаметр 103 мм, группа 5А—117 мм и группа 6— 123 мм.
69
В маркировку ПЭД входит номинальная мощность (кВт) и диаметр;
например, ПЭД65-117 означает: погружной электродвигатель мощностью 65
кВт с диаметром корпуса 117 мм, т. е. входящий в группу 5А.
Малые допустимые диаметры и большие мощности (да 125
кВт) вынуждают делать двигатели большой длины — до 8 м, а иногда
и больше. Верхняя часть ПЭДа соединяется с нижней частью узла
гидрозащиты с помощью болтовых шпилек. Валы стыкуются шлицевыми
муфтами.
Верхний коней вала ПЭДа (рис. XI.3, в) подвешен на пяте скольжения
1, работающей в масле. Ниже размещается узел кабельного ввода 2. Обычно
этот узел представляет собой штекерный кабельный разъем. Это одно из
самых уязвимых мест в насосе, из-за нарушения изоляции которого
установки выходят из строя и требуют подъема; 3 — выводные провода
обмотки статора; 4 — верхний радиальный подшипник скользящего
трения; 5 — разрез торцевых концов обмотки статора; 6 — секция статора,
набранная из штампованных пластин трансформаторного железа с пазами
для продергивания проводов статора. Секции статора разделены друг от
друга немагнитными пакетами, в которых укрепляются радиальные
подшипники 7 вала электродвигателя 8. Нижний конец вала 8 центрируется
нижним радиальным подшипником скользящего трения 9. Ротор ПЭДа
также состоит из секций, собранных на валу двигателя из штампованных
пластин трансформаторного железа. В пазы ротора типа беличьего
колеса вставлены алюминиевые стержни, закороченные токопроводящими
кольцами, с обеих сторон секции. Между секциями вал двигателя
центрируется в подшипниках 7. Через всю длину вала двигателя проходит
отверстие диаметром 6—8 мм для прохождения масла из нижней полости в
верхнюю. Вдоль всего статора также имеется паз, через который может
циркулировать масло. Ротор вращается в жидком трансформаторном масле
с высокими изолирующими свойствами. В нижней части ПЭДа имеется
сетчатый масляный фильтр 10. Головка 1 компенсатора (см. рис. XI.3, г),
присоединяется к нижнему концу ПЭДа; перепускной клапан 2 служит для
заполнения системы маслом. Защитный кожух 4 в нижней части имеет
отверстия для передачи внешнего давления жидкости на эластичный
элемент 3. При охлаждении масла его объем уменьшается и скважинная
жидкость через отверстия заходит в пространство между мешком 3 и
кожухом 4. При нагревании мешок расширяется и жидкость через те же
отверстия выходит из кожуха.
ПЭДы, применяемые для эксплуатации нефтедобывающих скважин,
имеют мощности обычно от 10 до 125 кВт.
Для поддержания пластового давления применяются специальные
погружные насосные агрегаты, укомплектованные ПЭДами мощностью
500 кВт. Напряжение питающего тока в ПЭДах колеблется от 350 до
2000 В. При высоких напряжениях удается пропорционально уменьшить
ток при передаче той же мощности, а это позволяет уменьшить сечение
токопроводящих жил кабеля, а следовательно, поперечные габариты
70
установки, Это особенно важно при больших мощностях электродвигателя.
Скольжение ротора ПЭДа номинальное — от 4 до 8,5 %, к. п. д.— от 73 до
84 %, допустимые температуры окружающей среды — до 100 °С.
При работе ПЭДа выделяется много теплоты, поэтому для нормальной
работы двигателя требуется охлаждение. Такое охлаждение создастся за счет
непрерывного протекания пластовой жидкости по кольцевому зазору между
корпусом электродвигателя и обсадной колонной. По этой причине
отложения парафина в НКТ при работе насосов всегда значительно
меньше, чем при других способах эксплуатации.
В производственных условиях случается временное обесточивание
силовых линий из-за грозы, обрыва проводов, из-за их обледенения и пр. Это
вызывает остановку УПЦЭН. При этом под влиянием стекающего из НКТ
через насос столба жидкости вал насоса и статор начинают вращаться в
обратном направлении. Если в этот момент подача электроэнергии будет
восстановлена, то ПЭД начнет вращаться в прямом направлении,
преодолевая силу инерции столба жидкости и вращающихся масс.
Пусковые токи при этом могут превысить допустимые пределы и
установка выйдет из строя. Чтобы этого не случилось, в выкидной части
ПЦЭН устанавливается шаровой обратный клапан, препятствующий сливу
жидкости из НКТ.
Обратный клапан обычно размещается в головке насоса. Наличие
обратного клапана осложняет подъем НКТ при ремонтных работах, так как в
этом случае трубы поднимают и развинчивают с жидкостью. Кроме того, это
опасно в пожарном отношении. Для предотвращения таких явлений выше обратного клапана в специальной муфте делается сливной клапан. В принципе
сливной клапан — это муфта, в боковую стенку которой вставлена
горизонтально короткая бронзовая трубка, запаянная с внутреннего конца.
Перед подъемом в НКТ бросается металлический короткий дротик. От удара
дротика бронзовая трубка отламывается, в результате чего боковое отверстие в муфте открывается и жидкость из НКТ сливается.
Разработаны и другие приспособления для слива жидкости,
устанавливаемые над обратным клапаном ПЦЭН. К ним относятся так
называемые суфлеры, позволяющие измерять межтрубное давление на глубине
спуска насоса скважинным манометром, спускаемым в НКТ, и
устанавливающие сообщение межтрубного пространства с измерительной
полостью манометра.
Следует заметить, что двигатели чувствительны к системе охлаждения,
которая создается потоком жидкости между обсадной колонной и корпусом
ПЭДа. Скорость этого потока я качество жидкости влияют на температурный
режим ПЭДа. Известно, что вода имеет теплоемкость 4,1868 кДж/кг ·°С,
тогда как чистая нефть 1,675 кДж/кг ·°С. Поэтому при откачке обводненной
продукции скважины условия охлаждения ПЭДа лучите, чем при откачке
чистой нефти, а его перегрев приводит к нарушению изоляции и выходу
двигателя из строя. Поэтому изоляционные качества применяемых материалов
влияют на длительность работы установки. Известно, что термостойкость
71
некоторой изоляции, применяемой для обмоток двигателя, доведена уже до
180°С, а рабочие температуры до 150°С. Для контроля за температурой
разработаны простые электрические температурные датчики, передающие на
станцию управления информацию о температуре ПЭДа по силовому
электрическому кабелю без применения дополнительной жилы. Аналогичные
устройства имеются для передачи па поверхность постоянной информации о
давлении на приеме насоса. При аварийных состояниях станция управления
автоматически отключает ПЭД.
ЭЛЕМЕНТЫ ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ УСТАНОВКИ
ПЭД питается электроэнергией по трехжильному кабелю, спускаемому в
скважину параллельно с НКТ. Кабель крепится к внешней поверхности НКТ
металлическими поясками по два на каждую трубу. Кабель работает в
тяжелых условиях. Верхняя его часть находится в газовой среде, иногда
под значительным давлением, нижняя — в нефти и подвергается еще
большему давлению. При спуске и подъеме насоса, особенно в
искривленных скважинах, кабель подвергается сильным механическим
воздействиям (прижимы, трение, заклинивание между колонной и НКТ и т.
д.). По кабелю передается электроэнергия при высоких напряжениях.
Использование высоковольтных двигателей позволяет уменьшить ток и,
следовательно, диаметр кабеля. Однако кабель для питания
высоковольтного ПЭДа должен обладать и более надежной, а иногда и
более толстой изоляцией. Все кабели, применяемые для УПЦЭН, сверху покрыты эластичной стальной оцинкованной лентой для защиты от
механических повреждений. Необходимость размещения кабеля по
наружной поверхности ПЦЭН уменьшает габариты последнего. Поэтому
вдоль насоса укладывается плоский кабель, имеющий толщину примерно в
2 раза меньше, чем диаметр круглого, при одинаковых сечениях
токопроводящих жил.
Все кабели, применяемые для УПЦЭН, делятся на круглые и
плоские. Круглые кабели имеют резиновую (нефтестойкая резина) или
полиэтиленовую изоляцию, что отображено в шифре: КРБК означает кабель
резиновый бронированный круглый или КРБП — кабель резиновый
бронированный плоский. При использовании полиэтиленовой изоляции в
шифре вместо буквы Р пишется П: КПБК — для круглого кабеля и КПБП—
для плоского.
Круглый кабель крепится к НКТ, а плоский — только к нижним
трубам колонны НКТ и к насосу. Переход от круглого кабеля к плоскому
сращивается методом горячей вулканизации в специальных прессформах и
при недоброкачественном выполнении такой сростки может служить
источником нарушения изоляции и отказов. В последнее время переходят
только к плоским кабелям, идущим от ПЭДа вдоль колонны НКТ до станции управления. Однако изготовление таких кабелей сложнее, чем
круглых (табл. XI.1).
Имеются еще некоторые разновидности кабелей с полиэтиленовой
изоляцией, не упомянутые в таблице. Кабели с полиэтиленовой изоляцией на
72
26—35 % легче кабелей с резиновой изоляцией. Кабели с резиновой
изоляцией предназначены для использования при номинальном напряжении
электрического тока не более 1100 В, при температурах окружающей
среды до 90°С и давлении до 1 МПа. Кабели с полиэтиленовой изоляцией
могут работать при напряжении до 2300 В, температуре до 120 °С и
давлении до 2 МПа. Эти кабели обладают большей устойчивостью против
воздействия газа и высокого давления.
Все кабели имеют броню из волнистой оцинкованной стальной ленты,
что придает им нужную прочность.
Характеристика кабелей, применяемых для УПЦЭН
Кабель
Число жил
площадь
сечения, мм2
КРБК
3 ×10
3 ×16
3 ×25
3 ×35
3 ×10
3 ×16
3 ×25
3 ×10
3 ×16
3 ×25
3 ×35
3 ×4
3 ×6
3 ×10
3 ×16
3 ×25
КРБП
КПБК
КПБП
и Наружный
диаметр,
мм
27,5
29,3
32,1
34,7
27,0
29,6
32,4
34,8
-
Наружные
размеры
плоской части,
мм
12,6 ×30,7
13,6× 33,8
14,9× 37,7
8,8 ×17,3
9,5 ×18,4
12,4 × 26,0
13,6 ×29,6
14,9 ×33,6
Масса,
кг/км
1280
1650
2140
2680
1050
1250
1600
1016
1269
1622
1961
380
466
738
958
1282
Кабели обладают активным и реактивным сопротивлением. Активное
сопротивление зависит от сечения кабеля и частично от температуры.
Сечение, мм ………………………………………16
Активное сопротивление, Ом/км……………….1,32
25
0,84
35
0,6
Реактивное сопротивление зависит от cos φ и при его значении 0,86—
0,9 (как это имеет место у ПЭДов) составляет примерно 0,1 Ом/км.
В кабеле происходит потеря электрической мощности, обычно от 3 до
15 % общих потерь в установке. Потеря мощности связана с потерей
напряжения в кабеле. Эти потери напряжения, зависящие от тока,
температуры кабеля, его сечения и пр., вычисляются по обычным формулам
73
электротехники. Они составляют примерно от 25 до 125 В/км. Поэтому на
устье скважины напряжение, подаваемое к кабелю, всегда должно быть
выше на величину потерь по сравнению с номинальным напряжением ПЭДа.
Возможности
такого
повышения
напряжения
предусмотрены
в
автотрансформаторах или трансформаторах, имеющих для этой цели в
обмотках несколько дополнительных отводов.
Первичные
обмотки
трехфазных
трансформаторов
и
автотрансформаторов всегда рассчитаны на напряжение промысловой
электросети, т. е. на 380 В, к которой они и подсоединяются через станции
управления. Вторичные обмотки рассчитаны на рабочее напряжение
соответствующего двигателя, с которым они связаны кабелем. Эти
рабочие напряжения в различных ПЭДах изменяются от 3508 (ПЭД10-103)
до 2000 В (ПЭД65-117; ПЭД125-138). Для компенсации падения напряжения в кабеле от вторичной обмотки делается 6 отводов (в одном типе
трансформатора 8 отводов), позволяющих регулировать напряжение на
концах вторичной обмотки с помощью перестановки перемычек.
Перестановка перемычки на одну ступень повышает напряжение на 30—60 В
в зависимости от типа трансформатора.
Все трансформаторы и автотрансформаторы немаслозаполненные с
воздушным охлаждением закрыты металлическим кожухом и предназначены
для установки в укрытом месте. Они комплектуются с подземной установкой,
поэтому их параметры соответствуют данному ПЭДу.
В последнее время трансформаторы находят более широкое
распространение, так как это позволяет непрерывно контролировать
сопротивление вторичной обмотки трансформатора, кабеля и статорной
обмотки ПЭДа. При уменьшении сопротивления изоляции до установленной
величины (30 кОм) установка автоматически отключается.
При автотрансформаторах, имеющих прямую электрическую связь
между первичной и вторичной обмотками, такого контроля изоляции
осуществлять нельзя.
Трансформаторы и автотрансформаторы имеют к. п. д. около 98—98,5
%. Масса их в зависимости от мощности колеблется от 280 до 1240 кг,
габариты от 1060×420×800 до 1550×690×1200 мм.
Работа УПЦЭН управляется станцией управления ПГ×5071 или
ПГ×5072. Причем станция управления ПГ×5071 применяется при
автотрансформаторном
питании
ПЭДа,
а
ПГ×5072
—
при
трансформаторном. Станции ПГ×5071 обеспечивают мгновенное
отключение установки при замыкании токоведущих элементов на землю. Обе
станции управления обеспечивают следующие возможности контроля и
управления работой УПЦЭН.
1. Ручное и автоматическое
(дистанционное)
включение и
отключение установки.
2. Автоматическое включение установки в режиме
самозапуска
после восстановления подачи напряжения в промысловой сети.
3. Автоматическую работу установки на периодическом режиме
74
(откачка, накопление) по установленной программе с суммарным временем
24 ч.
4. Автоматическое включение и отключение установки в зависимости
от давления в выкидном коллекторе при автоматизированных системах
группового сбора нефти и газа
5. Мгновенное отключение установки при коротких замыканиях и
при перегрузках по силе тока на 40%, превышающих нормальный
рабочий ток.
6. Кратковременное отключение на время до 20 с при перегрузках
ПЭДа на 20 % от номинала.
7. Кратковременное (20 с) отключение
при
срыве
подачи
жидкости в насос.
Двери шкафа станции управления имеют механическую блокировку с
блоком рубильников. Имеется тенденция к переходу на бесконтактные,
герметически закрытые станции управления с полупроводниковыми
элементами, которые, как показал опыт их эксплуатации, более надежны, не
подвержены воздействию пыли, влаги и осадков.
Станции управления предназначены для установки в помещениях
сарайного типа или под навесом (в южных районах) при температуре
окружающей среды от —35 до +40 °С.
Масса станции около 160 кг. Габариты 1300×850×400 мм. В
комплект поставки УПЦЭН входит барабан с кабелем, длина которого
определяется заказчиком.
Во время эксплуатации скважины по технологическим причинам
глубину подвески насоса приходится изменять. Чтобы не рубить и не
наращивать кабель при таких изменениях подвески, длина кабеля берется
по максимальной глубине подвески данного насоса и при меньших
глубинах его излишек оставляется на барабане. Этот же барабан
используется для намотки кабеля при подъеме ПЦЭН из скважин.
При постоянстве глубины подвески и стабильных условиях работы
насоса конец кабеля заправляется в соединительную коробку, и
необходимость в барабане отпадает. В таких случаях при ремонтах
используют специальный барабан на транспортной тележке или на
металлических санях с механическим приводом для постоянного и
равномерного подтягивания извлекаемого из скважины кабеля и намотки
его на барабан. При спуске насоса с такого барабана равномерно подается
кабель. Барабан приводится в движение электроприводом с реверсом и
фрикционом для предупреждения опасных натяжений. На нефтедобывающих
предприятиях с большим числом УЭЦН используют специальный
транспортировочный агрегат АТЭ-6 на базе грузового вездехода КаАЗ-255Б
для перевозки кабельного барабана и другого электрооборудования, в том
числе трансформатора, насоса, двигателя и узла гидрозащиты.
Для погрузки и разгрузки барабана агрегат снабжен откидными
направлениями для накатывания барабана на платформу и лебедкой с
тяговым усилием на канате 70 кН. На платформе имеется также гидрокран
75
грузоподъемностью 7,5 кН при вылете стрелы 2,5 м. Кабель спущенного
насосного агрегата пропускают через сальниковые уплотнения устья и
герметизируют
в
нем
с
помощью
специального
разъемного
герметизирующего фланца в устьевой крестовине.
Типичная арматура устья скважины, оборудованной для эксплуатации
ПЦЭН (рис. 97), состоит из крестовины 1, которая навинчивается на
обсадную колонну. В крестовине имеется разъемный вкладыш 2,
воспринимающий нагрузку от НКТ. На вкладыш накладывается
уплотнение из нефтестойкой резины 3, которое прижимается разъемным
фланцем 5. Фланец 5 прижимается болтами к фланцу крестовины и
герметизирует вывод кабеля 4.
Рис. 97. Арматура устья скважины, оборудованной ПЦЭН
Арматура предусматривает отвод затрубного газа через трубу 6 и
обратный клапан 7. Арматура собирается из унифицированных узлов и
запорных кранов. Она сравнительно просто перестраивается для
оборудования устья при эксплуатации штанговыми насосами.
Тема XVII
СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ НА ПРОМЫСЛАХ
Лекция №41. Сбор и подготовка нефти
В настоящее время известны следующие системы промыслового сбора:
самотечная двухтрубная, высоконапорная однотрубная и напорная.
При самотечной двухтрубной системе сбора (рис. 98) продукция
скважин сначала разделяется при давлении 0,6 МПа. Выделяющийся при
этом газ под собственным давлением транспортируется до компрессорной
станции или сразу на газоперерабатывающий завод (ШЗ), если он
76
расположен поблизости. Жидкая фаза направляется на вторую ступень
сепарации. Выделившийся здесь газ используется на собственные нужды.
Нефть с водой самотеком (за счет разности нивелирных высот) поступает в
резервуары участкового сборного пункта, откуда подается насосом в
резервуары центрального сборного пункта (ЦСП).
Рис. 98. Принципиальная схема самотечной двухтрубной системы сбора:
1 - скважины; 2 - сепаратор l-.й ступени; 3 - регулятор давления типа "до
себя"; 4 - газопровод; 5 - сепаратор 2-й ступени; 6 - резервуары;
7 - насос; 8 - нефтепровод; УСП - участковый сборный пункт;
ЦСП -центральный сборный пункт
За счет самотечного движения жидкости уменьшаются затраты
электроэнергии на ее транспортировку. Однако данная система сбора имеет
ряд существенных недостатков:
1) при увеличении дебита скважин или вязкости жидкости (за счет
увеличения обводненности, например) система требует реконструкции;
2) для предотвращения образования газовых скоплений в трубопроводах
требуется глубокая дегазация нефти;
3)
из-за низких скоростей движения возможно запарафинивание
трубопроводов, приводящее к снижению их пропускной способности
4) из-за негерметичности резервуаров и трудностей с использованием
газов 2-й ступени сепарации потери углеводородов при данной системе сбора
достигают 2...3 % от общей добычи нефти.
По этим причинам самотечная двухтрубная система сбора в настоящее
время существует только на старых промыслах.
Высоконапорная однотрубная система сбора (рис. 99) предложена в
Грозненском нефтяном институте. Ее отличительной особенностью является
совместный транспорт продукции скважин на расстояние в несколько
десятков километров за счет высоких (до 6...7 МПа) устьевых давлений.
77
Применение высоконапорной однотрубной системы позволяет
отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести
операции по сепарации нефти на центральные сборные пункты. Благодаря
этому
достигается
максимальная
концентрация
технологического
оборудования, укрупнение и централизация сборных пунктов, сокращается
металлоемкость нефтегазосборной сети, исключается необходимость
строительства насосных и компрессорных станций на территории промысла,
обеспечивается возможность утилизации попутного нефтяного газа с самого
начала разработки месторождений.
Недостатком системы является то, что из-за высокого содержания газа
в смеси (до 90 % по объему) в нефтегазосборном трубопроводе имеют место
значительные пульсации давления и массового расхода жидкости и газа. Это
нарушает устойчивость трубопроводов, вызывает их разрушение из-за
большого числа циклов нагружения и разгрузки металла труб, отрицательно
влияет на работу сепараторов и контрольно-измерительной аппаратуры.
Высоконапорная однотрубная система сбора может быть применена только
на месторождениях с высокими пластовыми давлениями.
Рис. 99. Принципиальная схема высоконапорной однотрубной системы
сбора:
1 - скважины; 2 - нефтегазопровод; 3 - сепаратор 1-й ступени; 4 сепаратор 2-й ступени; 5 - регулятор давления; 6 - резервуары
Напорная система сбора (рис. 100), разработанная институтом
Гипровостокнефть, предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа на
участковые сепарационные установки, расположенные на расстоянии до 7 км
от скважин, и транспорт газонасыщенных нефтей в однофазном состоянии до
ЦСП на расстояние 100 км и более.
78
Рис. 100. Принципиальная схема напорной системы сбора:
1 - скважины; 2 - сепаратор 1-й ступени; 3 - регулятор давления типа "до
себя"; 4 - газопровод; 5 - насосы; 6 - нефтепровод, 7 - сепаратор 2-й
ступени; 8 - резервуар; ДНС - дожимная насосная станция
Продукция скважин подается сначала на площадку дожим-ной
насосной станции (ДНС), где при давлении 0,6...0,8 МПа в сепараторах 1-й
ступени происходит отделение части газа, транспортируемого затем на ГПЗ
бескомпрессорным способом. Затем нефть с оставшимся растворенным газом
центробежными насосами перекачивается на площадку центрального пункта
сбора, где в сепараторах 2-й ступени происходит окончательное отделение
газа. Выделившийся здесь газ после подготовки компрессорами подается на
ГПЗ, а дегазированная нефть самотеком (высота установки сепараторов 2-й
ступени 10... 12 м) в сырьевые резервуары.
Применение напорной системы сбора позволяет:
- сконцентрировать на ДСП оборудование по подготовке нефти, газа и
воды для группы промыслов, расположенных в радиусе 100 км;
применять для этих целей более высокопроизводительное
оборудование, уменьшив металлозатраты, капитальные вложения и
эксплуатационные расходы;
снизить капиталовложения и металлоемкость системы сбора,
благодаря отказу от строительства на территории промысла компрессорных
станций и газопроводов для транспортировки нефтяного газа низкого
давления;
- увеличить пропускную способность нефтепроводов и уменьшить
затраты мощности на перекачку вследствие уменьшения вязкости нефти,
содержащей растворенный газ.
Недостатком
напорной
системы сбора
являются
большие
эксплуатационные расходы на совместное транспортирование нефти и воды с
месторождений до ЦСП и, соответственно, большой расход энергии и труб
на сооружение системы обратного транспортирования очищенной пластовой
воды до месторождений для использования ее в системе поддержания
пластового давления.
В настоящее время в развитых нефтедобывающих регионах применяют
системы сбора, лишенные указанных недостатков.
Система, изображенная на рис. 101 а, отличается от традиционной
напорной тем, что еще перед сепаратором первой ступени в поток вводят
реагент деэмульгатор, разрушающий водонефтяную эмульсию. Это
позволяет отделить основное количество воды от продукции скважин на
ДНС. На центральном же сборном пункте установка комплексной
79
подготовки нефти расположена перед сепаратором второй ступени. Это
связано с тем, что нефть, содержащая растворенный газ, имеет меньшую
вязкость, что обеспечивает более полное отделение воды от нее.
Особенностью схемы, изображенной на рис. 101 б, является то, что
установка комплексной подготовки нефти перенесена ближе к скважинам.
ДНС, на которой размещается УКПН, называется комплексным сборным
пунктом.
Последняя схема применяется при большом числе скважин, подключенных к
КСП.
Рис. 101. Принципиальные схемы современных систем сбора:
а) - с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на ЦСП;
б) - с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на КСП;
(обозначения см. на рис. 27.3.)
Промысловая подготовка нефти
Из нефтяных скважин в общем случае извлекается сложная смесь,
состоящая из нефти, попутного нефтяного газа, воды и мехпримесей (песка,
окалины и проч.). В таком виде транспортировать продукцию нефтяных
скважин по магистральным нефтепроводам нельзя. Во-первых, вода - это
балласт, перекачка которого не приносит прибыли. Во-вторых, при
80
совместном течении нефти, газа и воды имеют место значительно большие
потери давления на преодоление сил трения, чем при перекачке одной нефти.
Кроме того, велико сопротивление, создаваемое газовыми шапками,
защемленными в вершинах профиля и скоплений воды в пониженных точках
трассы. В-третьих, минерализованная пластовая вода вызывает ускоренную
коррозию трубопроводов и резервуаров, а частицы мехпримесей абразивный износ оборудования.
Целью промысловой подготовки нефти является ее дегазация,
обезвоживание, обессоливание и стабилизация.
Дегазация
Дегазация нефти осуществляется с целью отделения газа от нефти.
Аппарат, в котором это происходит называется сепаратором, а сам процесс
разделения - сепарацией.
Процесс сепарации осуществляется в несколько этапов (ступеней). Чем
больше ступеней сепарации, тем больше выход дегазированной нефти из
одного и того же количества пластовой жидкости. Однако при этом
увеличиваются капиталовложения в сепараторы. В связи с вышесказанным
число ступеней сепарации ограничивают двумя-тремя.
Сепараторы бывают вертикальные, горизонтальные и гидроциклонные.
Вертикальный сепаратор
представляет
собой
вертикально
установленный цилиндрический корпус с полусферическими днищами,
снабженный патрубками для ввода газожидкостной смеси и вывода жидкой и
газовой фаз, предохранительной и регулирующей арматурой, а также
специальными устройствами, обеспечивающими разделение жидкости и газа.
Вертикальный сепаратор работает следующим образом (рис. 102).
81
Рис. 102. Вертикальный сепаратор;
А - основная сепарационная секция;Б - осадительная секция; В - секция
сбора нефти; Г- секция каплеудаления;1 - патрубок ввода газожидкостной
смеси; 2 - раздаточный коллектор со щелевым выходом; 3 - регулятор
давления "до себя" на линии отвода газа; 4 - жалюзийный каплеуловитель;
5 - предохранительный клапан; 6 -наклонные полки; 7 - поплавок; 8 регулятор уровня на линии отвода нефти; 9 - линия сброса шлама; 10 перегородки; 11 - уровнемерное стекло; 12 - дренажная труба
Газонефтяная смесь под давлением поступает в сепаратор по патрубку
1 в раздаточный коллектор 2 со щелевым выходом. Регулятором давления 3 в
сепараторе поддерживается определенное давление, которое меньше
начального давления газожидкостной смеси. За счет уменьшения давления из
смеси в сепараторе выделяется растворенный газ. Поскольку этот процесс не
является мгновенным, время пребывания смеси в сепараторе стремятся
увеличить за счет установки наклонных полок 6, по которым она стекает в
нижнюю часть аппарата. Выделяющийся газ поднимается вверх. Здесь он
проходит через жалюзийный каплеуловитель 4, служащий для отделения
капель нефти, и далее направляется в газопровод. Уловленная нефть по
дренажной трубе 12 стекает вниз.
Контроль за уровнем нефти в нижней части сепаратора осуществляется
с помощью регулятора уровня 8 и уровнемерного стекла 11. Шлам (песок,
окалина и т.п.) из аппарата удаляется по трубопроводу 9.
Достоинствами вертикальных сепараторов являются относительная
простота регулирования уровня жидкости, а также очистки от отложений
парафина и механических примесей. Они занимают относительно
небольшую площадь, что особенно важно в условиях морских промыслов,
где промысловое оборудование монтируется на платформах или эстакадах.
Однако вертикальные сепараторы имеют и существенные недостатки:
меньшую производительность по сравнению с горизонтальными при одном и
том же диаметре аппарата; меньшую эффективность сепарации.
Горизонтальный газонефтяной сепаратор (рис. 103) состоит из
технологической емкости 1, внутри которой расположены две наклонные
полки 2, пеногаситель 3, влагоотделитель 5 и устройство 7 для
предотвращения образования воронки при дренаже нефти. Технологическая
емкость снабжена патрубком 10 для ввода газонефтяной смеси, штуцерами
выхода газа 4 и нефти 6 и люк-лазом 8. Наклонные полки выполнены в виде
желобов с отбортовкой не менее 150 мм. В месте ввода газонефтяной смеси в
сепаратор смонтировано распределительное устройство 9.
82
Рис. 103. Горизонтальный газонефтяной сепаратор:
1 - технологическая емкость; 2 - наклонные желоба; 3 - пеногаситель; 4 выход газа; 5 - влагоотделитель; 6 - выход нефти; 7 - устройство для
предотвращения образования воронки; 8 - люк-лаз; 9 - распределительное
устройство; 10 - ввод продукции
Сепаратор работает следующим образом. Газонефтяная смесь через
патрубок 10 и распределительное устройство 9 поступает на полки 2 и по
ним стекает в нижнюю часть технологической емкости. Стекая по
наклонным полкам, нефть освобождается от пузырьков газа. Выделившийся
из нефти газ проходит пеногаситель 3, где разрушается пена, и
влагоотделитель 5, где очищается от капель нефти, и через штуцер выхода
газа 4 отводится из аппарата. Дегазированная нефть накапливается в нижней
части технологической емкости и отводится из аппарата через штуцер 6.
Для повышения эффективности процесса сепарации в горизонтальных
сепараторах используют гидроциклонные устройства.
Горизонтальный газонефтяной сепаратор гидроциклонного типа (рис.
104) состоит из технологической емкости 1 и нескольких одноточных
гидроциклонов 2. Конструктивно однотонный циклон представляет собой
вертикальный цилиндрический аппарат с тангенциальным вводом
газонефтяной смеси, внутри которого расположены направляющий патрубок
3 и секция перетока 4. В одноточном гидроциклоне смесь совершает
одновременно вращательное движение вокруг направляющего патрубка и
нисходящее движение, образуя нисходящий вихрь. Нефть под действием
центробежной силы прижимается к стенке циклона, а выделившийся и
очищенный от капель жидкости газ движется в центре его. В секции перетока
нефть и газ меняют направление движения с вертикального на
горизонтальное и поступают раздельно в технологическую емкость. Далее
газовый поток проходит каплеотбойник 5, распределительные решетки 6 и
выходит из сепаратора. Нефть по наклонным полкам 7 стекает в нижнюю
часть емкости. Ее уровень поддерживается с помощью регулятора 8.
Обезвоживание
83
При извлечении из пласта, движении по насосно-компрессорным
трубам в стволе скважины, а также по промысловым трубопроводам смеси
нефти и воды, образуется водонефтяная эмульсия - механическая смесь
нерастворимых друг в друге и находящихся в мелкодисперсном состоянии
жидкостей.
В эмульсиях принято различать дисперсионную (внешнюю, сплошную)
среду и дисперсную (внутреннюю, разобщенную) фазу. По характеру
дисперсионной среды и дисперсной фазы различают два типа эмульсий:
«нефть в воде» и «вода в нефти». Тип образующейся эмульсии, в основном,
зависит от соотношения объемов фаз, а также от температуры,
поверхностного натяжения на границе «нефть-вода» и др.
Одной из важнейших характеристик эмульсий является диаметр капель
дисперсной фазы, так как от него зависит скорость их осаждения.
Для разрушения эмульсий применяются следующие методы:
- гравитационное холодное разделение;
- внутритрубная деэмульсация;
- термическое воздействие;
- термохимическое воздействие;
- электрическое воздействие;
- фильтрация;
- разделение в поле центробежных сил.
Рис. 104. Горизонтальный газонефтяной сепаратор гидроциклонного типа:
84
1 - емкость; 2 - однотонный гидроциклон; 3 - направляющий патрубок; 4 секция перетока; 5 -каллеотбойник; 6 - распределительные решетки; 7 наклонные полки; 8 - регулятор уровня
Рис. 105. Принципиальная схема отстойника непрерывного действия
Гравитационное холодное разделение применяется при высоком
содержании воды в пластовой жидкости. Отстаивание производится в
отстойниках периодического и непрерывного действия.
В качестве отстойников периодического действия обычно
используются сырьевые резервуары, аналогичные резервуарам для хранения
нефти. После заполнения таких резервуаров сырой нефтью вода осаждается в
их нижнюю часть.
В отстойниках непрерывного действия отделение воды
осуществляется при непрерывном прохождении обрабатываемой смеси через
отстойник. Принципиальная схема отстойника непрерывного действия
приведена на рис. 105.
Длина отстойника определяется из условия, что от нефти должны отделиться
капли заданного размера.
Сущность метода внутритрубной деэмульсации заключается в том,
что в смесь нефти и воды добавляется специальное вещество - деэмульгатор
в количестве 15...20 г на тонну эмульсии. Деэмульгатор разрушает
бронирующую оболочку на поверхности капель воды и обеспечивает тем
самым условия для их слияния при столкновениях. В последующем эти
укрупнившиеся капельки относительно легко отделяются в отстойниках за
счет разности плотностей фаз.
Термическое воздействие заключается в том, что нефть,
подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают. При
нагревании, с одной стороны, уменьшается прочность бронирующих
оболочек на поверхности капель, а, значит, облегчается их слияние, с другой
стороны, уменьшается вязкость нефти, в которой оседают капли, а это
увеличивает скорость разделения эмульсии.
85
Нагревают эмульсию в резервуарах, теплообменниках и трубчатых печах до
температуры 45...80 °С.
Термохимический метод заключается в сочетании термического
воздействия и внутритрубной деэмульсации.
Электрическое воздействие на эмульсии производится в аппаратах,
которые называются электродегидраторами. Под действием электрического
поля на противоположных концах капель воды появляются разноименные
электрические заряды. В результате капельки притягиваются друг к другу и
сливаются. Затем они оседают на дно емкости.
Фильтрация применяется для разрушения нестойких эмульсий. В
качестве материала фильтров используются вещества, не смачиваемые водой,
но смачиваемые нефтью. Поэтому нефть проникает через фильтр, вода нет.
Разделение в поле центробежных сил производится в центрифугах,
которые представляют собой вращающийся с большим числом оборотов
ротор. В ротор по полому валу подается эмульсия. Здесь она под действием
сил инерции разделяется, так как капли воды и нефти имеют различные
плотности. При обезвоживании содержание воды в нефти доводится до!...2%.
Обессоливание
Обессоливание нефти осуществляется смешением обезвоженной нефти
с пресной водой, после чего полученную искусственную эмульсию вновь
обезвоживают. Такая последовательность технологических операций
объясняется тем, что даже в обезвоженной нефти остается некоторое
количество воды, в которой и растворены соли. При смешении с пресной
водой соли распределяются по всему ее объему и, следовательно, их средняя
концентрация в воде уменьшается.
При обессоливании содержание солей в нефти доводится до величины
менее 0,1 %.
Стабилизация
Под процессом стабилизации нефти понимается отделение от нее
легких (пропан-бутанов и частично бензиновых) фракций с целью
уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке.
Стабилизация нефти осуществляется методом горячей сепарации или
методом ректификации. При горячей сепарации нефть сначала нагревают
до температуры 40...80 °С, а затем подают в сепаратор. Выделяющиеся при
этом легкие углеводороды отсасываются компрессором и направляются в
холодильную установку. Здесь тяжелые углеводороды конденсируются, а
легкие собираются и закачиваются в газопровод.
При ректификации нефть подвергается нагреву в специальной
стабилизационной колонне под давлением и при повышенных температурах
(до 240 °С). Отделенные в стабилизационной колонне легкие фракции
конденсируют и перекачивают на газофракционирующие установки или на
ГПЗ для дальнейшей переработки.
86
К степени стабилизации товарной нефти предъявляются жесткие
требования: давление упругости ее паров при 38°С не должно превышать
0,066 МПа (500 мм рт. ст.).
Установка комплексной подготовки нефти
Процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти
осуществляются на установках комплексной подготовки нефти (УКПН).
Принципиальная схема УКПН с ректификацией приведена на рис. 106.
Рис. 106. Принципиальная схема установки комплексной подготовки нефти:
1, 9,11,12 - насосы; 2,5 - теплообменники; 3 - отстойник;4 электродегидратор;6 - стабилизационная колонна; 7 - конденсаторхолдодильник; 8 - емкость орошения;10 – печь I - холодная "сырая" нефть; II
- подогретая "сырая" нефть; III - дренажная вода; IV - частично
обезвоженная нефть; V - пресная вода; VI - обезвоженная и обессоленная
нефть; VII - пары легких углеводородов; VIII - несконденсировавшиеся пары;
IX - широкая
фракция (сконденсировавшиеся пары); X - стабильная нефть
Работает УКПН следующим образом. Холодная «сырая» нефть из
резервуаров ЦСП насосом 1 через теплообменник 2 подается в отстойник 3
непрерывного действия. Здесь большая часть минерализованной воды
оседает на дно аппарата и отводится для дальнейшей подготовки с целью
закачки в пласт (III). Далее в поток вводится пресная вода (V), чтобы
уменьшить концентрацию солей в оставшейся минерализованной воде. В
электродегидраторе 4 производится окончательное отделение воды от нефти
и обезвоженная нефть через теплообменник 5 поступает в стабилизационную
колонну 6. За счет прокачки нефти из низа колонны через печь 10 насосом 11
ее температура доводится до 240 °С. При этом легкие фракции нефти
испаряются, поднимаются в верхнюю часть колонны и далее поступают в
конденсатор-холодильник 7. Здесь пропан-бутановые и пентановые фракции
в основном конденсируются, образуя так называемую широкую фракцию, а
несконденсировавшиеся компоненты отводятся для использования в качестве
87
топлива. Широкая фракция откачивается насосом 9 на фракционирование, а
частично используется для орошения в колонне 6. Стабильная нефть из низа
колонны насосом 12 откачивается в товарные резервуары. На этом пути
горячая стабильная нефть отдает часть своего тепла сырой нефти в
теплообменниках 1,5.
Нетрудно видеть, что в УКПН производятся обезвоживание,
обессоливание и стабилизация нефти. Причем для обезвоживания
используются одновременно подогрев, отстаивание и электрическое
воздействие, т.е. сочетание сразу нескольких методов.
Контрольные вопросы:
1. Система сбора и подготовки нефти?
2. Отделение газа от нефти?
3. Обезвоживание нефти?
Лекция №42. Сбор и подготовка газа
Существующие системы сбора газа классифицируются:
- по степени централизации технологических объектов подготовки
газа;
- по конфигурации трубопроводных коммуникаций;
- по рабочему давлению.
По степени централизации технологических объектов подготовки газа
различают индивидуальные, групповые и централизованные системы сбора.
При индивидуальной системе сбора (рис. 107 а) каждая скважина
имеет свой комплекс сооружений для подготовки газа (УПГ), после которого
газ поступает в сборный коллектор и далее на центральный сборный пункт
(ЦСП). Данная система применяется в начальный период разработки
месторождения, а также на промыслах с большим удалением скважин друг от
друга.
Недостатками
индивидуальной
системы
являются:
1)
рассредоточенность оборудования и аппаратов по всему промыслу, а,
следовательно,
сложности
организации
постоянного
и
высококвалифицированного обслуживания, автоматизации и контроля за
работой этих объектов; 2) увеличение суммарных потерь газа по промыслу за
счет наличия большого числа технологических объектов и т.д.
88
Рис. 107. Системы сбора газа на промыслах;
а) - индивидуальная; б) - групповая;в) - централизованная, УПГ - установка
подготовки газа; ГСП - групповой сборный пункт;ЦСП - централизованный
сборный пункт
При групповой системе сбора (рис. 107 б) весь комплекс по
подготовке газа сосредоточен на групповом сборном пункте (ГСП),
обслуживающем несколько близко расположенных скважин (до 16 и более).
Групповые сборные пункты подключаются к промысловому сборному
коллектору, по которому газ поступает на центральный сборный пункт и
далее потребителю.
Групповые системы сбора получили широкое распространение, так как
их внедрение позволяет увеличить мощность и коэффициент загрузки
технологических аппаратов, уменьшить число объектов контроля,
обслуживания и автоматизации, а в итоге -снизить затраты на обустройство
месторождения.
При централизованной системе сбора (рис. 107 в) газ от всех
скважин по индивидуальным линиям или сборному коллектору поступает к
единому центральному сборному пункту, где осуществляется весь комплекс
технологических процессов подготовки газа и откуда он направляется
потребителям.
Применение централизованных систем сбора позволяет осуществить
еще большую концентрацию технологического оборудования, за счет
применения более высокопроизводительных аппаратов уменьшить
металлозатраты и капитальные вложения в подготовку газа.
В каждом конкретном случае выбор системы сбора газа обосновывается
технико-экономическим расчетом.
По конфигурации трубопроводных коммуникаций различают
бесколлекторные
и
коллекторные
газосборные
системы.
При
бесколлекторной системе сбора газ (подготовленный или нет) поступает на
ЦПС со скважин по индивидуальным линиям. В коллекторных
газосборных системах отдельные скважины подключаются к коллекторам, а
уже по ним газ поступает на ЦСП.
Различают линейные, лучевые и кольцевые коллекторные газосборные
системы (рис. 108).
Линейная газосборная сеть состоит из одного коллектора и
применяется при разработке вытянутых в плане месторождений небольшим
числом (2...3) рядов скважин. Лучевая газосборная сеть состоит из
нескольких коллекторов, сходящихся в одной точке в виде лучей. Кольцевая
газосборная сеть представляет собой замкнутый коллектор, огибающий
большую часть месторождения и имеющий перемычки. Кольцевая форма
89
сети позволяет обеспечить бесперебойную подачу газа потребителям в
случае выхода из строя одного из участков коллектора.
По рабочему давлению системы сбора газа делятся на вакуумные
(Р<0,1 МПа), низкого давления (0,1<Р<0,6 МПа), среднего давления (0,6<Р<
1,6 МПа) и высокого давления (Р >1,6 МПа).
Рис. 108. Формы коллекторной газосборной сети: Подключение скважин:
а) - индивидуальное; б) - групповое
Промысловая подготовка газа
Природный газ, поступающий из скважин, содержит в виде примесей
твердые частицы (песок, окалина), конденсат тяжелых углеводородов, пары
воды, а в ряде случаев сероводород и углекислый газ. Присутствие в газе
твердых частиц приводит к абразивному износу труб, арматуры и деталей
компрессорного оборудования, засорению контрольно-измерительных
приборов. Конденсат тяжелых углеводородов оседает в пониженных точках
газопроводов, уменьшая их проходное сечение. Наличие водяных паров в
газе приводит к коррозии трубопроводов и оборудования, а также к
образованию в трубопроводах гидратов - снегоподобного вещества,
способного полностью перекрыть сечение труб.
Сероводород является вредной примесью. При его содержании
большем, чем 0,01 мг в 1 л воздуха рабочей зоны, он ядовит. А в присутствии
влаги сероводород способен образовывать растворы сернистой и серной
90
кислот, резко увеличивающих скорость коррозии труб, арматуры и
оборудования.
Углекислый газ вреден тем, что снижает теплоту сгорания газа, а также
приводит к коррозии оборудования. Поэтому его целесообразно отделить на
промыслах.
Задачами промысловой подготовки газа являются его очистка от
мехпримесей, тяжелых углеводородов, паров воды, сероводорода и
углекислого газа.
Очистка газа от механических примесей
Для очистки природного газа от мехпримесей используются аппараты
2-х типов:
- работающие по принципу «мокрого» улавливания пыли (масляные
пылеуловители);
- работающие по принципу «сухого» отделения пыли (циклонные
пылеуловители);
На рис. 109 представлена конструкция вертикального масляного
пылеуловителя. Это вертикальный цилиндрический сосуд со сферическими
днищами. Пылеуловитель состоит из трех секций: промывочной А (от
нижнего днища до перегородки 5), в которой все время поддерживается
постоянный уровень масла; осадительной Б ( от перегородки 5 до
перегородки 6), где газ освобождается от крупных частиц масла, и отбойной
(скрубберной) секции В (от перегородки 6 до верхнего днища), где
происходит окончательная очистка газа от захваченных частиц масла.
Пылеуловитель работает следующим образом. Очищаемый газ входит в
аппарат через патрубок 10. Натекая на козырек 9, он меняет направление
своего движения. Крупные же частицы мехпримесей, пыли и жидкости по
инерции продолжают двигаться горизонтально. При ударе о козырек их
скорость гасится и под действием силы тяжести они выпадают в масло. Далее
газ направляется в контактные трубки 4, нижний конец которых расположен
в 20...50 мм над поверхностью масла. При этом газ увлекает за собой масло в
контактные трубки, где оно обволакивает взвешенные частицы пыли.
91
Рис. 109 Вертикальный масляный пылеуловитель;
1 - трубка для слива загрязненного масла; 2 - трубка для долива свежего
масла; 3 - указатель уровня; 4 - контактные трубки; 5, б - перегородки; 7 патрубок для вывода газа; 8 - скруббер; 9 - козырек; 10 - патрубок для ввода
газа; 11 - дренажные трубки; 12 - люк для удаления шлама
В осадительной секции скорость газа резко снижается. Выпадающие
при этом крупные частицы пыли и жидкости по дренажным трубкам 11
стекают вниз. Наиболее легкие частицы из осадительной секции увлекаются
газовым потоком в верхнюю скрубберную секцию В. Ее основной элемент скруббер, состоящий из нескольких рядов перегородок 8, расположенных в
шахматном порядке. Проходя через лабиринт перегородок, газ многократно
меняет направление движения, а частицы масла по инерции ударяются о
перегородки и стекают сначала на дно скрубберной секции, а затем по
дренажным трубкам 11 в нижнюю часть пылеуловителя.
Очищенный газ выходит из аппарата через газоотводящий патрубок 7.
Осевший на дно пылеуловителя шлам периодически (раз в 2...3 месяца)
удаляют через люк 12. Загрязненное масло через трубку 1 сливают в
отстойник. Взамен загрязненного в пылеуловитель по трубе 2 доливается
очищенное масло. Контроль за его уровнем ведется по шкале указателя
уровня 3.
Рис. 110. Циклонный пылеуловитель;
92
1 - корпус; 2 - патрубок для ввода газа; 3 - циклон 4,5 - перегородки; б патрубок для удаления шлам; 7 - патрубок для вывода газа; 8 - винтовые
лопасти
Наряду с «мокрым» для очистки газов от твердой и жидкой взвеси
применяют и «сухое» пылеулавливание. Наибольшее распространение
получили циклонные пылеуловители.
Схема, поясняющая работу циклонного пылеуловителя, приведена на
рис. 110. Газ входит в аппарат через патрубок 2 и попадает в батарею
циклонов 3. Под действием центробежной силы твердые и жидкие частицы
отбрасываются к периферии, затормаживаются о стенку циклона и выпадают
в нижнюю часть аппарата, откуда выводятся через патрубок 6. А очищенный
газ, изменяя направление движения, попадает в верхнюю часть аппарата,
откуда выводится через патрубок 7.
В товарном газе содержание мехпримесей не должно превышать 0,05
3
мг/м .
Осушка газа
Для осушки газа используются следующие методы:
- охлаждение;
- абсорбция;
- адсорбция.
Пока пластовое давление значительно больше давления в
магистральном газопроводе газ охлаждают, дросселируя излишнее давление.
При этом газ расширяется и в соответствии с эффектом Джоуля-Томсона
охлаждается.
Если пластовое давление понижено, то охлаждение газа производится
на установках низкотемпературной сепарации. Эти установки очень сложны
и дороги.
Технологическая схема абсорбционной осушки газа с помощью
диэтиленгликоля (ДЭГ), приведена на рис. 111.
Газ, требующий осушки, поступает в абсорбер 1. В нижней
скрубберной секции он очищается от взвешенных капель жидкости и
поднимается вверх, проходя через систему тарелок. Навстречу газу по
тарелкам стекает концентрированный раствор ДЭГ, закачиваемый в абсорбер
насосом 2 из емкости 3. Раствор ДЭГ поглощает пары воды. Далее газ
проходит через верхнюю скрубберную секцию, где освобождается от
захваченных капель раствора и выходит из аппарата.
93
Рис. 111. Принципиальная схема осушки газа методом абсорбции;
1 - абсорбер; 2,10,11 - насосы; 3,9 - емкости; 4,6 - теплообменники; 5 выветриватель; 7 - десорбер; 8 - конденсатор - холодильник; 12-холодильник
Остальная часть технологической схемы служит для восстановления
абсорбента. Использованный раствор ДЭГ, содержащий 2...2,5 % воды,
отбирается с нижней глухой тарелки абсорбера 1, подогревается в
теплообменнике 4 встречным потоком регенерированного раствора и
направляется в выветриватель 5, где освобождается от неконденсирующихся
газов. Далее раствор снова подогревается в теплообменнике 6 и поступает в
десорбер (выпарную колонну) 7. Выпарная колонна состоит из двух частей:
собственно колонны тарельчатого типа, в которой из раствора ДЭГ,
стекающего вниз выпаривается влага встречным потоком острого водяного
пара и паров ДЭГ (верхняя основная часть колонны) и кипятильника (нижняя
часть колонны), где происходит нагревание раствора до температуры
150...160 "С и испарение воды. Водяной пар из десорбера поступает в
конденсатор-холодильник 8, где он конденсируется и собирается в емкости 9.
Часть полученной воды насосом 10 закачивается в верхнюю часть колонны,
чтобы несколько снизить там температуру и уменьшить испарение, а,
соответственно, и унос ДЭГ. Регенерированный горячий раствор ДЭГ
прокачивается через теплообменники 6 и 4, холодильник 12 и поступает в
емкость 3.
Работа десорбера основана на различной температуре кипения воды и
абсорбента: для ДЭГ она равна 244,5 °С, а для триэтиленгликоля (ТЭГ) 287,4
°С. Диэтиленгликоль понижает точку росы газа на 25...35 градусов, а
триэтиленгликоль - на 40...45. Обе жидкости обладают малой вязкостью,
неагрессивны в коррозионном отношении, очень слабо растворяют
природные газы и имеют низкую упругость паров, что облегчает их
регенерацию.
Недостатками абсорбционной осушки газа являются унос абсорбента и
относительная сложность его регенерации.
Технологическая схема осушки газа методом адсорбции приведена на
рис. 112. Влажный газ поступает в адсорбер 1, где он проходит снизу вверх
через слой адсорбента - твердого вещества, поглощающего пары воды и
далее выводится из аппарата. Процесс осушки газа осуществляется в течение
определенного (12...16 ч) времени. После этого влажный газ пускают через
94
адсорбер 2, а адсорбер 1 отключают и выводят на регенерацию. Для этого
через регулятор давления 3 типа «после себя» из газовой сети отбирается
сухой газ, и воздуходувкой 6 подается в подогреватель 7, где газ нагревается
до температуры 180...200 "С. Далее он подается в адсорбер 1, где отбирает
влагу от адсорбента, после чего поступает в холодильник 4.
Сконденсировавшаяся вода собирается в емкости 5, а газ используется для
осушки повторно и т. д. Процесс регенерации адсорбента продолжается 6...7
ч. После этого в течение около 8 ч адсорбер остывает.
Осушку газа адсорбентами проводят, как правило, в тех случаях, когда
необходимо достичь точку росы менее - 30 °С. В качестве адсорбентов
используют бокситы, хлористый кальций в твердом виде, цеолиты,
силикагель и др.
Рис. 112. Принципиальная схема осушки газа методом адсорбции:
1,2 - адсорберы; 3-регулятор давления типа "после себя"; 4 - холодильник; 5 емкость; 6 - газодувка; 7 - подогреватель газа
Очистка газа от сероводорода
Очистка газа от сероводорода осуществляется методами адсорбции и
абсорбции.
Принципиальная схема очистки газа от H2S методом адсорбции
аналогична схеме осушки газа адсорбционным методом. В качестве
адсорбента используются гидрат окиси железа и активированный уголь.
Принципиальная схема очистки газа от H2S методом абсорбции
приведена на рис. 113. Очищаемый газ поступает в абсорбер 1 и поднимается
95
вверх через систему тарелок. Навстречу газу движется концентрированный
раствор абсорбецта. Роль жидкого поглотителя в данном случае выполняют
водные растворы этаноламинов: моно-этаноламина (МЭА), диэтаноламина
(ДЭА) и триэтаноламина. Температура кипения при атмосферном давлении
составляет соответственно МЭА - 172° С, ДЭА - 268 "С, ТЭА - 277° С.
Абсорбент вступает в химическую реакцию с сероводородом,
содержащимся в газе, унося продукт реакции с собой. Очищенный газ
выводится из аппарата через скрубберную секцию, в которой задерживаются
капли абсорбента.
Рис. 113. Принципиальная схема очистки газа от сероводорода:
1 - абсорбер;2 - выпарная колонна (десорбер); 3 - теплообменник; 4, 8 холодильник; 5 - емкость - сепаратор; 6,7 - насосы
На регенерацию абсорбент подается в выпарную колонну 2 через
теплообменник 3. В нижней части колонны он нагревается до температуры
около 100 °С. При этом происходит разложение соединения сероводорода с
абсорбентом после чего H2S, содержащий пары этаноламинов, через верх
колонны поступает в холодильник 4. В емкости 5 сконденсировавшиеся пары
абсорбента отделяются от сероводорода и насосом 6 закачиваются в
выпарную колонну. Газ же направляется на переработку.
Горячий регенерированный абсорбент из нижней части колонны 2
насосом 7 подается для нового использования. По пути абсорбент отдает
часть своего тепла в теплообменнике 3, а затем окончательно остужается в
холодильнике 8.
Из полученного сероводорода вырабатывают серу.
Работа этаноламиновых газоочистных установок автоматизирована.
Степень очистки газа составляет 99 % и выше. Недостатком процесса
является относительно большой расход абсорбента.
96
Очистка газа от углекислого газа
Обычно очистка газа от СО2 проводится одновременно с его очисткой от
сероводорода, т.е. этаноламинами (рис. 114).
Рис.114. Принципиальная схема очистки газа от двуокиси углерода водой
под давлением:
1 - реактор; 2 - водоотделитель; 3,6 - насосы; 4 - экспанзер; 5 дегазационная колонна
При высоком содержании СО2 ( до 12... 15 %) и незначительной
концентрации сероводорода применяют очистку газа водой под давлением
(рис. 28.9). Газ, содержащий СО2 подается в реактор 1, заполненный
железными или керамическими кольцами Рашига, которые орошаются водой
под давлением. Очищенный газ проходит затем водоотделитель 2 и идет по
назначению.
Вода, насыщенная углекислым газом, насосом 3 подается в экспанзер 4
для отделения СО2 методом разбрызгивания. Для полного удаления СО2 вода
подается в дегазационную градирню 5, откуда насосом 6 возвращается в
емкость 1.
Выделяемый углекислый газ используется для производства соды,
сухого льда и т. п.
Контрольные вопросы:
1. Из чего состоит система сбора и подготовки газа?
2. Очитска газа?
3. Осушка газа?
Тема XVIII
РАЗРАБОТКА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
Лекция №43. Разработка газовых атных месторождений
Особенности разработки газовых месторождений обусловлены отличием
97
физических свойств газа от соответствующих ствойств нефти: гораздо
меньшими вязкостью и плотностью и значительной сжимаемостью.
Добытую из недр нефть перед переработкой ее на заводах можно в
случае необходимости длительное время хранить в емкостях, расположенных
в районах добычи нефти, на трассах нефтепроводов и на самих заводах.
Извлеченный же на поверхность газ следует тут же направлять в
магистральный газопровод или местным потребителям.
Следовательно, в большинстве случаев основная особенность разработки
крупных газовых месторождений заключается в неразрывной связи всех
элементов в системе пласт — скважина — газосборные сети на промысле —
магистральный газопровод — потребители.
Как и для нефтяных месторождений, в основу рациональной разработки
газового месторождения положен принцип получения заданной добычи газа
при оптимальных технико-экономических показателях и при соблюдении
условий охраны недр. Исходя из этого принципа, при проектировании
определяют темп разработки месторождения во времени, общий срок
разработки, число скважин и схему размещения их на площади.
Существенное влияние на выбор числа скважин для каждого
конкретного газового месторождения оказывает диаметр скважин. Чем
больше диаметр ее, тем больше может быть дебит, меньше потери энергии на
трение в стволе скважины. Увеличение дебита скважин обеспечивает
уменьшение их числа, необходимого для получения заданной добычи газа.
Вместе с тем увеличение диаметра скважин приводит к усложнению и
замедлению бурения, большой затрате металла. Поэтому при
проектировании разработки газовых месторождений очень важно выбрать
наиболее оптимальный диаметр скважин.
Схему размещения скважин выбирают в зависимости от формы залежи
газа. В случае целесообразной залежи скважины располагают в виде одной,
двух или трех прямолинейных цепочек, параллельных продольной оси
залежи, при круговой залежи — кольцевыми батареями или же равномерно
по всей площади залежи.
Коэффициент газоотдачи газовых пластов, как правило, выше
коэффициента нефтеотдачи. В отличие от нефти газ слабо взаимодействует с
поверхностью пористой среды, обладает незначительной вязкостью (в сто и
более раз меньшей; чем вязкость легких нефтей).
Вследствие большой упругости сжатый газ всегда обладает запасом
энергии, необходимой для фильтрации в пористой среде. При этом пластовое
давление может уменьшиться до значений, близких к атмосферному.
Поэтому газоотдача газовых залежей может теоретически достигать высоких
значений — 90—95% и более. Однако следует учитывать, что на газоотдачу
влияет множество факторов и значение ее практически бывает ниже
указанных цифр.
98
Основной фактор, влияющий на величину газоотдачи,— остаточное
давление в залежи на конечной стадии ее разработки. Естественно, что
наибольшая газоотдача газового пласта может быть достигнута при
снижении пластового давления до возможного минимального значения, при
котором устьевые давления в скважинах будут близки или даже ниже
атмосферного (отбор газа из скважин под вакуумом). Однако при этих
условиях де-биты скважин становятся крайне низкими вследствие небольших
перепадов давления (рпл—рзаб).
Поэтому, исходя из технико-экономических соображений, разработку
газовой залежи практически прекращают при давлениях на устьях скважин,
больших атмосферного. Конечный коэффициент газоотдачи при расчетах
обычно принимают равным 0,7—0,8.
Контрольные вопросы:
1. Особенности разработки газовых месторождений?
2. Схему размещения скважин?
Лекция №44. Разработка газоконденсатных месторождений
Залежи газа, содержащие растворенные в газе жидкие углеводороды,
называются газоконденсатными.
Содержание конденсата в газе зависит от состава газа, пластового
давления и температуры. В одних залежах конденсата в 1 м3 газа содержится
всего лишь несколько кубических сантиметров, в других до нескольких сот
кубических сантиметров. В основном содержание конденсата в газе
находится в пределах 40—600 см3/м3.
Газоконденсатные месторождения, залегающие на глубинах свыше 1500
м, характеризуются тем, что содержащиеся в них углеводородные смеси
находятся обычно в однофазном состоянии, — тяжелые компоненты
полностью растворены в массе легких газообразных компонентов. При
разработке газоконденсат-ного месторождения по мере падения давления из
газа начинает выделяться конденсат. В первую очередь конденсируются
наиболее тяжелые компоненты, а затем все более легкие. Давление, при
котором начинается выделение из газа конденсата, называется давлением
начала конденсации.
Конденсат может выделяться как на поверхности из добытого газа, так и
в пласте при снижении давления. В последнем случае конденсат впитывается
породой пласта и значительная часть его может остаться в пласте
безвозвратно.
Поэтому
газоконденсатные
месторождения
следует
разрабатывать при забойных давлениях в скважинах, больших давления
начала конденсации, по следующей схеме кругового процесса. Газ с
конденсатом из скважины поступает в конденсатную установку, в которой
при соответствующем давлении и температуре выделяются жидкие
компоненты. Затем сухой газ сжимается в компрессорах до давления, на 15—
99
20% превышающего давление в скважинах, и под этим давлением через
нагнетательные скважины нагнетается обратно в пласт.
Контрольные вопросы:
1. Особенности разработки газоконденсатных месторождений?
2. Схему размещения скважин?
Тема XIX
ПОДЗЕМНОЕ ХРАНЕНИЕ ГАЗА
Лекция № 45. Классификация нефтебаз
Нефтебазами называются предприятия, состоящие из комплекса
сооружений и установок, предназначенных для приема, хранения и отпуска
нефтепродуктов потребителям.
Основное назначение нефтебаз - обеспечить бесперебойное снабжение
промышленности, транспорта, сельского хозяйства и других потребителей
нефтепродуктами в необходимом количестве и ассортименте; сохранение
качества нефтепродуктов и сокращение до минимума их потерь при приеме,
хранении и отпуске потребителям.
Нефтебазы представляют большую опасность в пожарном отношении.
Наиболее пожароопасными объектами являются резервуары. Поэтому за
критерий
пожароопасности
нефтебаз
принят
суммарный
объем
резервуарного парка. Его величина положена в основу деления нефтебаз на
категории:
- I - общий объем резервуарного парка свыше 100 000 м3;
- II - то же свыше 20 000 м3 по 100 000 м3;
- III а - то же свыше 10 000 м3 по 20 000 м3;
- III б-то же свыше 2 000 м3 по 10 000 м3;
- III в - то же до 2 000 м3 .включительно.
В зависимости от категории нефтебаз строительными нормами и
правилами устанавливаются минимально допустимые (с точки зрения
пожарной безопасности) расстояния до соседних объектов, например,
расстояние от нефтебаз I категории до жилых и общественных зданий
должно быть не менее 200 м, а от нефтебаз II и III категории - не менее
100 м.
По принципу оперативной деятельности нефтебазы делятся на
перевалочные, распределительные и перевалочно-распределительные.
Перевалочные нефтебазы предназначены для перегрузки (перевалки)
нефтепродуктов с одного вида транспорта на другой. Размещают их на
берегах судоходных рек и озер, вблизи морских портов, крупных
железнодорожных магистралей, промежуточных перекачивающих станций
нефтепродуктопроводов.
Роль
конечного
пункта
магистрального
нефтепродуктопровода (МНПП) также обычно играет перевалочная
нефтебаза.
Распределительные
нефтебазы
предназначены
для
100
непродолжительного хранения нефтепродуктов и снабжения ими
потребителей обслуживаемого района. Их разделяют на оперативные,
обслуживающие лишь местных потребителей, и сезонного хранения,
предназначенные как для удовлетворения местных потребностей, так и для
компенсации неравномерности подачи нефтепродуктов на оперативные
нефтебазы, входящие в зону влияния нефтебазы сезонного хранения.
Перевалочно-распределительные нефтебазы совмещают функции
перевалочных и распределительных нефтебаз.
По транспортным связям нефтебазы делятся на железнодорожные,
водные (речные, морские), водно-железнодорожные, трубопроводные и
базы, получающие нефтепродукты автотранспортом.
По номенклатуре хранения нефтепродуктов различают нефтебазы
общего хранения, только для светлых нефтепродуктов, только для темных
нефтепродуктов и др.
Операции, проводимые на нефтебазах
Все производственные операции, проводимые на нефтебазах,
разделяют на основные и вспомогательные. К основным операциям
относятся:
прием
нефтепродуктов,
доставляемых
на
нефтебазу
железнодорожным, водным, автомобильным транспортом и по
трубопроводам или отводам от них;
- хранение нефтепродуктов в резервуарах и тарных хранилищах;
- отпуск нефтепродуктов в железнодорожные и автомобильные
цистерны, нефтеналивные суда или по трубопроводам;
- замер и учет нефтепродуктов.
К вспомогательным операциям относятся:
- очистка и обезвоживание масел и других вязких нефтепродуктов;
- смешение масел и топлив;
- регенерация отработанных масел;
- изготовление и ремонт тары;
- ремонт технологического оборудования, зданий и сооружений;
- эксплуатация котельных, транспорта и энергетических устройств.
Количество вспомогательных операций на различных нефтебазах
неодинаково.
Объекты нефтебаз и их размещение
Размещение объектов на территории нефтебазы должно обеспечивать
удобство их взаимодействия, рациональное использование территории,
минимальную длину технологических трубопроводов, водоотводящих
(канализационных), водопроводных и тепловых сетей при соблюдении всех
противопожарных и санитарно-гигиенических требований.
Территория нефтебазы в общем случае разделена на 7 зон (рис. 115):
1) железнодорожных операций;
2) водных операций;
101
3) хранения нефтепродуктов;
4) оперативная;
5) очистных сооружений;
6) вспомогательных сооружений;
7) административно-хозяйственная.
В зоне железнодорожных операций размещаются сооружения для
приема и отпуска нефтепродуктов по железной дороге. В , состав объектов
этой зоны входят:
а) железнодорожные тупики;
б) сливо-наливные эстакады для приема и отпуска нефтепродуктов;
в) нулевые резервуары, располагающиеся ниже железнодорожных
путей;
г) насосные станции для перекачки нефтепродуктов из вагоновцистерн в резервуарный парк и обратно;
д) лаборатории для проведения анализов нефтепродуктов;
е) помещение для отдыха сливщиков и наливщиков (операторная);
ж) хранилища нефтепродуктов в таре;
з) площадки для приема и отпуска нефтепродуктов в таре.
В зоне водных операций сосредоточены сооружения для приема и
отпуска нефтепродуктов баржами и танкерами. К ним относятся:
а) причалы (пирсы) для швартовки нефтеналивных судов;
б) стационарные и плавучие насосные;
в) лаборатория;
г) помещение для сливщиков и наливщиков.
В зоне хранения нефтепродуктов размещаются:
а) резервуарные парки для светлых и темных нефтепродуктов;
б) резервуары малой вместимости для отпуска небольших партий
нефтепродуктов (мерники);
в) обвалование - огнестойкие ограждения вокруг резервуарных парков,
препятствующие розливу нефтепродуктов при повреждениях резервуаров.
102
Рис. 115. Схема разбивки территории нефтебазы на зоны:
I - зона железнодорожных операций; II - зона водных операций; III - зона
хранения; IV - оперативная зона; V - зона очистных сооружений; VI - зона
вспомогательных операций; VII - административно - хозяйственная зона; 1 железнодорожный тупик; 2 - железнодорожная сливо-наливная эстакада; 3
- нулевой резервуар; 4 - насосная; 5 - лаборатория; 6 - операторная; 7 хранилище нефтепродуктов в таре; 8 - причал; 9 - насосная; 10 операторная; 11 - резервуарный парк светлых нефтепродуктов; 12резервуарный парк темных нефтепродуктов; 13 - мерник; 14 - резервуар
пожарного запаса воды; 15 - автоэстакада; 16 - разливочная и
расфасовочная;17 - склад для хранения расфасованных нефтепродуктов; 18
- склад для тары; 19 - нефтеловушка; 20 - шламонакопитель; 21 котельная; 22 - трансформаторная подстанция; 23 - водонасосная; 24 мехмастерские; 25 - склад материалов, обрудования и запасных частей; 26 конторы грузовых операций; 27 - пожарное депо; 28 - конторы; 29 проходная; 30 - здание охраны; 31 - гараж
Оперативная зона предназначена для размещения средств отпуска
нефтепродуктов в автоцистерны, контейнеры, бочки и бидоны, т.е.
относительно мелкими партиями. В этой зоне размещаются:
а) автоэстакады и автоколонки для отпуска нефтепродуктов в
автоцистерны;
б) разливочные и расфасовочные для налива нефтепродуктов в бочки и
бидоны;
в) склады для хранения расфасованных нефтепродуктов;
г) склады для тары;
д) погрузочные площадки для автотранспорта.
В
зоне
очистных
сооружений
сосредоточены
объекты,
предназначенные для очистки нефтесодержащих вод от нефтепродуктов. К
ним относятся:
а) нефтеловушки;
б) флотаторы;
в) пруды-отстойники;
г) иловые площадки;
д) шламонакопители;
103
е) насосные;
ж) береговые станции по очистке балластных вод.
В
зоне
вспомогательных
сооружений,
обеспечивающих
работоспособность основных объектов нефтебазы находятся:
а) котельная, снабжающая паром паровые насосы, систему подогрева
нефтепродуктов и систему отопления;
б) трансформаторная подстанция для снабжения нефтебазы
электроэнергией;
в) водонасосная;
г) механические мастерские;
д) склады материалов, оборудования и запасных частей, а также другие
объекты.
Объекты вышеперечисленных зон соединяются между собой сетью
трубопроводов для перекачки нефтепродуктов, их снабжения водой и паром,
а также для сбора нефтесодержащих сточных вод.
В административно-хозяйственной зоне размещаются:
а) контора;
б) проходные;
в) гаражи;
г) пожарное депо;
д) здание охраны нефтебазы.
Перечисленные зоны и объекты не обязательно входят в состав каждой
нефтебазы. Их набор зависит от типа и категории нефтебазы, назначения и
характера проводимых операций. Так, например, на многих перевалочных
нефтебазах нет оперативной зоны, а на распределительных нефтебазах,
снабжаемых
нефтепродуктами
с
помощью
автотранспорта
нет
железнодорожных и водных операций.
Контрольные вопросы:
1. Основное назначение нефтебаз?
2. По какому принципу оперативной деятельности делятся нефтебазы?
3. Операции проводимые на нефтебазах?
104
ГЛОССАРИЙ
1. Статическое давление – это давление на забое скважины,
устанавливающееся после достаточно длительной ее остановки.
2. Статический уровень – уровень столба жидкости, устанавливающийся в
скважине после ее остановки при условии, что на него действует
атмосферное давление.
3. Динамическое давление – это давление на забое скважины, которое
устанавливается во время отбора жидкости или газа из скважины или во
время закачки жидкости или газа в скважину.
4. Динамический уровень жидкости
– уровень жидкости, который
устанавливается в работающей скважине при условии, что на него действует
атмосферное давление.
5. Среднее пластовое давление – это средневзвешенное статическое
давление.
6. Пластовое давление в зоне нагнетания – это средневзвешенное
пластовое давление в зонах расположения нагнетательных скважин.
7. Пластовое давление в зоне отбора – это средневзвешенное пластовое
давление в районе добывающих скважин.
8. Начальное пластовое давление – среднее пластовое давление,
определенное по группе разведочных скважин в самом начале разработки.
9. Текущее пластовое давление – это среднее пластовое давление в
различные моменты времени.
10.Приведенное давление – это пересчитанные забойные давления
относительно условной горизонтальной плоскости, абсолютная отметка
которой известна.
11.Скважина – цилиндрическая горная выработка пространственной
ориентации, диаметр которой существенно меньше ее длины,
предназначенная для сообщения продуктивного горизонта с земной
поверхностью.
12.Конструкция скважины – это совокупность обсадных труб и
дополнительных забойных устройств, спускаемых в пробуренный ствол и
закрепляемых в нем, изменяющаяся в зависимости от назначения скважины и
отличающаяся как по размерам, так и по материалам для их изготовления.
13.Первичное вскрытие – процесс разбуривания продуктивного горизонта
долотом.
14.Вторичное вскрытие – процесс связи внутренней полости скважины с
продуктивным горизонтом (перфорация скважины).
15.Кольматация – процесс загрязнения призабойной зоны скважины
механическими частицами.
16.Декольматация – процесс очистки фильтрационных каналов
механическими частицами.
17.Дилатансия – изменение объема горной породы.
18.Критическая плотность горной породы – это плотность, при которой
дилатансия равна нулю при любом конечном сдвиге породы.
105
19.Гидродинамически совершенная скважина – это скважина, полностью
вскрывшая продуктивный пласт и в которой отсутствуют любые элементы
крепи.
20.Скважина несовершенная по степени вскрытия – это скважина,
вскрывшая продуктивный горизонт не на всю толщину.
21.Скважина несовершенная по характеру вскрытия – это скважина,
вскрывшая продуктивный пласт на всю толщину, обсажена и
проперфорирована.
22.Коэффициент гидродинамического совершенства скважины –
отношение дебита несовершенной скважины к дебиту совершенной
скважины.
23.Приведенный радиус скважины – это радиус фиктивной совершенной
скважины, дебит которой равен дебиту реальной несовершенной скважины.
24.Забой – это часть скважины, вскрывшая продуктивный пласт.
25.Вызов притока – технологический процесс снижения противодавления
на забое простаивающей скважины, ликвидация репрессии на пласт и
создание депрессии, под действием которой начинается течение флюида из
пласта в скважину.
26.Освоение скважины – комплекс технологических операций и
организационных мероприятий, направленных на перевод простаивающей по
той или иной причине скважины в разряд действующих.
27.Цель вызова притока и освоения – снижение противодавления на забое
скважины, заполненной специальной жидкостью глушения, и искусственное
восстановление или улучшение фильтрационных характеристик призабойной
зоны для получения соответствующего дебита или приемистости.
28.Газовое число – отношение объема свободного газа к объему жидкости в
выделенном геометрическом объеме, при данных термобарических условиях.
29.Газосодержание (газонасыщенность) объемное – отношение объема
газа к общему объему смеси в выделенном геометрическом объеме при
данных термобарических условиях.
30.Газосодержание расходное массовое – отношение расхода массы газа к
расходу массы смеси при данных термобарических условиях.
31.Газосодержание истинное – отношение площади поперечного сечения
трубы, занятой свободным газом, к общей площади поперечного сечения
трубы.
32.Дисперсность газа в жидкости – степень дробления газовой фазы,
характеризующаяся размерами пузырьков газа, распределенных в объеме
жидкости.
33.Минералы — природные вещества, приблизительно однородные по
химическому составу и физическим свойствам, возникшие в результате
физико-химических процессов, происходящих в земной коре.
34.Горные породы — минеральные агрегаты более или менее постоянного
минералогического и химического состава, образующие самостоятельные
геологические тела, слагающие земную кору.
106
35.Извержанные породы, имеющие в основном кристаллическое строение,
образовались в результате застывания на поверхности земли или в недрах
земной коры силикатного расплава, называемого магмой.
36.Осадочные горные породы образовались в результате осаждения
органических и неорганических веществ на дне водных бассейнов и на
поверхности материков.
37.Метаморфические горные породы образовались из осадочных и
извержанных пород при погружении последних на некоторую глубину в
толщу земной коры.
38.Подошва это поверхность, ограничивающая пласт снизу.
39.Кровля это поверхность, ограничивающая пласт сверху.
40.Истинная мощность это перпендикуляр, восставленный из любой точки
кровли пласта до его подошвы.
41.Горизонтальная мощность это расстояние по горизонтали от любой
точки кровли до подошвы пласта.
42.Вертикальная мощность это расстояние по вертикали от любой точки
кровли до подошвы пласта
43.Абсолютной или теоретической пористостью называется суммарный
объем всех пустот в породе (пор, каверн, трещин).
44.Коэффициент пористости это отношение суммарного объема пустот в
породе ко всему объему породы.
45.Эффективной пористостью называется объем пустот породы, взаимно
сообщающихся между собой.
46.Проницаемость это способность породы пропускать при перепаде
давления жидкость и газ.
47.Коллекторами называются пористые и трещиноватые горные породы,
проницаемые для жидкостей и газа и способные быть их вместилищем.
48.Природным резервуаром называют коллектор, кровлю и подошву
которого составляют пласты, сложенные плохо проницаемыми породами.
49.Подошвой нефтегазовой залежи, или поверхностью водонефтяного
раздела называется поверхность, разделяющая нефть и воду.
50.Внешним контуром нефтеносности называется линия пересечения
поверхности водонефтяного раздела с кровлей пласта.
51.Линия пересечения поверхности водонефтяного раздела с подошвой
пласта есть внутренний контур нефтеносности.
52.Газовая шапка — скопление свободного газа над нефтью в залежи.
53.Линия пересечения поверхности нефтегазового раздела с кровлей пласта
называется внешним контуром газоносности.
54.Линия пересечения поверхности нефтегазового раздела с кровлей пласта
называется внешним контуром газоносности, а с подошвой пласта –
внутренним контуром газоносности.
55.Под месторождением нефти и газа понимается совокупность залежей
одной и той же группы (например, сводовых пластовых или массивных и т.
д.), находящихся в недрах земной коры единой площади.
56.Нефть — сложное соединение углерода и водорода.
107
57.Объемный коэффициент нефти это отношение объема нефти в
пластовых условиях к объему этой же нефти после ее дегазации, т. е. при
нормальных условиях.
58.Эксплуатационная колонна это колонна предназначенная для подъема
нефти или газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в
продуктивный пласт в целях поддержания давления в нем.
59.Методы вызова притока нефти из пласта это методы, которые снижают
противодавления на пласт, т. е. проведение определенных мероприятий, в
результате которых гидростатическое давление в скважине становится
меньше пластового.
60.Водонапорный режим это режим, при котором движение нефти в пласте
к скважинам осуществляется под действием наступающей краевой
(контурной) воды.
61.Коэффициент нефтеотдачи — отношение извлеченного из залежи
количества нефти к начальным ее запасам.
62.Режим работы нефтяного пласта, при котором основной движущей силой
является упругое расширение породы и жидкостей, заключенных в ней,
называется упруговодонапорным (упругим) режимом.
63.Режим работы пласта, при котором преобладающим видом энергии
является энергия свободного газа, заключенного в газовой шапке, называется
газонапорным.
64.Газовый фактор — это количеством газа, приведенное к нормальным
условиям, приходящееся на 1 т извлекаемой нефти.
65.Режим дренирования нефтяных залежей, в котором энергия напора
возникает
вследствие
проявления
силы
тяжести,
называется
гравитационным.
66.Кривую зависимости притока жидкости от депрессии называют
индикаторной линией.
67.Законтурное заводнение — воздействие на пласт через систему
нагнетательных скважин, расположенных за внешним контуром
нефтеносности.
68.Приконтурное заводнение – это воздействие на пласт через систему
нагнетательных скважин, расположенных в непосредственной близости от
контура нефтеносности или между внешним и внутренним контурами
нефтеносности.
69.Внутриконтурное заводнение – это воздействие на пласт через систему
нагнетательных скважин, расположенных в чисто нефтяной части залежи.
70.Блоковая система — нагнетательные скважины располагают
параллельными прямолинейными рядами, как правило, вкрест продольной
оси
структуры,
добывающие скважины
бурят рядами
между
нагнетательными.
71.Площадное заводнение – добывающие и нагнетательные скважины
располагают на площади равномерно по правильной геометрической сетке—
квадратной или треугольной.
108
72.Избирательное заводнение – эта система характеризуется тем, что
скважины под нагнетание воды выбирают после разбуривания части
площади по равномерной сетке по данным промыслово-геофизических и
гидродинамических исследований.
73.Очаговое заводнение – при такой системе закачивают воду в пласт через
отдельные нагнетательные скважины, выбираемые среди добывающих или
пробуренные специально.
74.Способ эксплуатации, при котором подъем жидкости осуществляется
только за счет пластовой энергии, называется фонтанным.
75.Газлифтный способ эксплуатации – это эксплуатация при котором газ,
нагнетаемый с поверхности или поступающий из пласта, вводится в поток
продукции скважины.
76.Бескомпрессорный газлифтный способ — это внутрискважинный
газлифт, когда для подъема нефти используют энергию газового пласта,
вскрытого этой же скважиной.
77.Отношение объема жидкости, фактически поступившей под плунжер, к
объему, описываемому плунжером, при ходе его вверх называется
коэффициентом наполнения насоса.
78.Станки-качалки — это механизмы, преобразовывающие вращательные
движения вала электродвигателя в возвратно-поступательное движение
штанг с плунжером и воспринимающие нагрузки в процессе откачки
жидкости.
79.При перемешивании нефти и воды может образоваться трудноразделимая
смесь этих жидкостей, называемая нефтяной эмульсией.
80.Глинокислота – смесь соляной кислоты и плавиковой.
81.Коагуляция воды – укрупнение мельчайших взвешенных в воде частиц.
82.Обезвоживание – удаление из воды закисей или окисей железа.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1.Абдурашитов С.А., Тупиченков А.А. Трубопроводы для сжиженных газов,М.: Недра, 1965.- 215с.
2.
Бобрицкий И.В., Юфин В.А. Основы
промышленности.- М.: Недра, 1988.- 200 с.
нефтяной
и
газовой
3. Бобровский С.А., Яковлев Е.И. Газовые сети и газохранилища. -М.: Недра,
1980.-413 с.
4.
Бородавкин П.П., Березин В.Л.
трубопроводов.- М.: Недра, 1987.- 471 с.
Сооружение
магистральных
5. Гаврилов В.П. Черное золото планеты.- М.: Недра, 1990.-160 с.
6. Гужов С.С. Как ищут и добывают нефть и газ.- М.: Недра, 1973.-144 с.
7. Зорькин Л.М., Суббота М.И., Стадник Е.В. Метан в нашей жизни.- М.:
Недра, 1986.-151 с.
8.
Калинин А.Г., Левицкий А.З., Никитин Б.А. Технология бурения
109
разведочных скважин на нефть и газ.- М.: Недра, 1998.- 440 с.
9. Короткий P.M., Лобанов В.А., Нейдинг М.М. Рудники Нептуна.- Л.:
Судостроение, 1986.- 152 с.
10. Кострин К.В. Почему нефть называется нефтью.- М.: Недра, 1967.-158 с.
11. Кострин К.В. Человек соревнуется с природой.- Уфа: Башкнигоиздат,
1975.-183 с.
12. Межирицкий Л.М. Оператор нефтебазы.- М.: Недра, 1976.-239с.
13. Нечваль М.В., Новоселов В.Ф., Тугунов П.И. Последовательная
перекачка нефтей и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам.М.: Недра, 1976.- 221 с.
14. Плитман И.Б. Справочное пособие для работников автозаправочных и
автогазонаполнительных станций.-М.: Недра, 1982.- 189с.
15.
Рыбаков К.В., Митягин В.А. Автомобильные цистерны для
нефтепродуктов: устройство и особенности эксплуатации.- М.: Транспорт,
1989.- 400 с.
16. Середа Н.Г., Муравьев В.М. Основы нефтяного и газового дела.- М.:
Недра, 1980.- 287 с.
17. Техника и технология транспорта и хранения нефти и газа/ Ф.Ф. Абузова,
Р.А. Алиев, В.Ф. Новоселов и др.- М.: Недра, 1992.- 320 с.
18. Трубопроводный транспорт нефти и газа / Р.А. Алиев, В.Б. Белоусов, А.Г.
Немудров и др.- М.: Недра, 1988.- 368 с.
19. Хотимский Б.Г., Топорский В.Г., Махолин О.А. Нефть вчера и сегодня.Л.: Недра, 1977.-175 с.
20. Цыркин Е.Б., Олегов С.Н. О нефти и газе без формул.- Л.: Химия, 1989.160 с.
21. Элияшевский И.В. Технология добычи нефти и газа.- М.: Недра, 1976.256 с.
22. Гиматудинов Ш.К. Эксплуатация и технология разработки нефтяных и
газовых
месторождений.
—
М.:
Недра,
1978.
110
235
236