Оборудование при газлифтной и фонтанной эксплуатации скважин

КППС --кран пробковый проходной со смазкой; первое число--условный проход в мм; второе число--рабочее давление; ХЛ--климатическое исполнение для холодной зоны. Например, кран пробковый проходной, со смазкой, с условным проходом 65 мм, рассчитанный на рабочее давление 14 МПа, для холодного макроклиматического района обозначается КППС - 65 Х 140ХЛ.

Краны пробковые, рассчитанные на давление 14 МПа, состоят из корпуса, каналы которого перекрываются конусной пробкой при ее повороте рукояткой на 90°. Зазор между пробкой и корпусом регулируется винтом. Кран работает только со смазкой. Смазка герметизирует затвор крана и резьбу шпинделя, облегчает поворот пробки и предотвращает коррозию деталей. Смазка подается через канал в шпинделе с помощью нажимного болта через обратный клапан в полость корпуса.

Кран оснащен специальным устройством для отжатия пробки при ее заклинивании в корпусе.

3. Технологическая часть

3.1 Расчет фонтанных подъемников постоянного и переменного сечений, работающих за счет гидростатического напора и энергии расширения газа

Определение потерь напора в лифте давления на забое и к. п. д. подъемника при Р₂ >Р_н

Скважина, глубиной Н = 1500 м, фонтанирует за счет гидростатического напора нефтью (без выделения свободного газа (в подъемных трубах) с дебитом 300 т/сутки. Кинематическая вязкость нефти (при средней температуре в стволе скважины t = 30° С) v = 0,18 cм²/ceк; относительный удельный вес нефти Y_н = 0,871; коэффициент продуктивности скважины К = 12 т/сутки ат; давление на устье при фонтанировании через 2,5" трубы (спущенные до забоя) Р₂ = 8 ата. Требуется определить забойное и пластовое давления, потери напора и к. п. д. при фонтанировании по 2,5" трубам и 6" колонне.

Фонтанирование по 2,5 " трубам

Определяем среднюю скорость движения нефти по трубам 2,5":

(4)

Параметр Рейнольдса

(5)

Коэффициент гидравлических сопротивлений при турбулентном потоке

(6)

При Q =300 т/сутки забойное давление будет

(7)

Третье слагаемое дает потери на гидравлические сопротивления при движении нефти в 2,5" колонне. Четвертое слагаемое отображает давление, расходуемое на приращение скорости; оно выражается незначительной величиной, и обычно им пренебрегают.

К. п. д. ¹ движения нефти по 2,5" колонне

(8)

Перепад давления из пласта к забою

(9)

Пластовое давление

(10)

Общий к. п. д. фонтанирования (при движении нефти из пласта на поверхность), т. е. с учетом потерь энергии в пласте:

(11)

Фонтанирование по 6" колонне

Если при том же дебите и забойном давлении фонтанирование будет совершаться по 6" обсадной колонне, то скорость нефти понизится, соответственно уменьшатся гидравлические сопротивления, а буферное давление возрастет. Скорость движения нефти

(12)

Параметр Рейнольдса

Коэффициент гидравлических сопротивлений при ламинарном потоке

(13)

Найдем буферное давление из уравнения для забойного давления

(14)

откуда P₂ = 14,67 am.

К. п. д. движения нефти но 6" обсадной колонне (без учета потерь энергии в штуцере)

(15)

Из примера видно, что если скважина не осложнена песком и не требуется производить закачку или циркуляцию жидкости и др., что бывает редко, то при Р₃ > P_нас выгодно не спускать подъемные трубы, а фонтанирование вести по обсадной колонне.

3.2 Определение производительности и мощности компрессора

Определить производительность и эффективную мощность вертикального трехступенчатого компрессора 2СГ-50, завода «Борец» и мощность электродвигателя для привода компрессора.

Диаметр цилиндра низкого давления двойного действия (I ступень) D = 370 мм; диаметр цилиндров высокого давления с дифференциальным поршнем D' = 230/190 мм (II и III ступени); длина хода поршня S = 250 мм; число ходов в минуту n = 365; рабочий агент -- воздух; показатель политропы т = 1,32; число ступеней z = 3.

Давление на приеме цилиндра низкого давления Р₁= ата; конечное давление на выкиде цилиндра высокого давления Р₂ = 51 ата; индикаторный к.п.д ; механический к.п.д коэффициент подачи .

Привод от электродвигателя осуществляется через клиноременную передачу.

1. Производительность компрессора, отнесенная к условиям всасывания на приеме (в м³/ мин):

(16)

где коэффициент 2 учитывает процесс двойного действия в цилиндре низкого давления.

Величина коэффициента подачи колеблется в пределах в зависимости от степени сжатия рабочего агента, изношенности цилиндра и качества охлаждения. В расчете принят равным 0,65.

Подставляя значения D, n, S и , получим

.

2. Эффективная мощность компрессора определяется по формуле:

3. Мощность электродвигателя подсчитаем по формуле

(17)

где k₃- коэффициент запаса мощности () на случай падения напряжения в сети, а также перегрузки из-за отклонения от нормальной работы компрессора; - к.п.д для клиноременной передачи принимается 0,98.

Исходя из потребной мощности для данного компрессора, может быть принят электродвигатель с короткозамкнутым ротором ДАМСО мощностью 200 квт, 6 кв, 740 об/мин.

4. Правила безопасности при газлифтной и фонтанной эксплуатации

1. Конструкция колонной головки, фонтанной арматуры, схемы их обвязки должна обеспечивать оптимальные режимы работы скважины, герметизацию трубного, затрубного и межтрубного пространства, возможность технологических операций на скважине, глубинных исследований, отбора проб и контроля устьевого давления и температуры.

2. Рабочее давление фонтанной арматуры должно быть не менее давления опрессовки эксплуатационной колонны.

3. Опрессовку фонтанной арматуры в собранном виде до установки на устье следует производить на пробное давление, предусмотренное паспортом, а после установки на устье скважины - на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

Результаты опрессовок оформляются актами.

4. В случае производства работ (гидроразрыв пласта, кислотные обработки, различные заливки и т. д.), требующих давлений, превышающих допустимые, необходимо устанавливать на устье специальную арматуру, а эксплуатационную колонну защищать установкой пакера.

5. Фонтанная арматура должна оснащаться заводом-изготовителем дросселями с ручным, а по требованию заказчика - с дистанционным и (или) ручным управлением и обеспечивать возможность замены манометров с использованием трехходового крана без снижения давления до атмосферного.

6. При эксплуатации скважины с температурой на устье 200 °С должна применяться соответствующая фонтанная арматура, конструкция и термостойкость которой обеспечивают безопасность технологического процесса и обслуживающего персонала.

7. Фонтанные скважины с дебитом 400 т/сут нефти или 500 000 м/сут газа и более, расположенные на расстоянии менее 500 м от населенного пункта, оснащаются внутрискважинным оборудованием (пакер и клапан - отсекатель, циркуляционный клапан, станция управления и др.).

Газоконденсатные и газовые скважины должны оборудоваться автоматическим клапаном - отсекателем, устанавливаемым на выкидной линии.

8. В процессе эксплуатации скважины клапан - отсекатель должен периодически проверяться на срабатывание в соответствии с инструкцией завода-изготовителя. Установка клапана - отсекателя и проверка его на срабатывание должны оформляться актом.

9. На выкидных линиях и манифольдах скважин, работающих с температурой рабочего тела 80 °С и более, необходимо устанавливать температурные компенсаторы.

10. Устройство шахтных колодцев на устье скважины не допускается.

11. Устранение неисправностей, замена быстроизнашивающихся и сменных деталей фонтанной арматуры под давлением запрещаются. В отдельных случаях (аварийные ситуации и т. п.) эти работы могут производиться специально обученным персоналом с использованием специальных технических средств.

12. После монтажа манифольда и соединения его с отводами фонтанной арматуры и трубной головки производится гидроиспытание системы на рабочее давление.

13. Станцию управления фонтанной арматуры газлифтной скважины следует устанавливать на расстоянии 30-35 м от устья в специальном помещении, надежно укреплять и заземлять. Температура в помещении должна обеспечивать безотказную работу станции.

14. Воздухопроводы и кабели, соединяющие станцию управления с фонтанной арматурой, должны быть проложены на эстакадах.

15. Перевод скважины на газлифтную эксплуатацию должен осуществляться в соответствии с проектом и планом, утвержденным техническим руководителем предприятия.

16. Перед переводом скважины на газлифтную эксплуатацию эксплуатационная колонна, устьевое оборудование и насосно-компрессорные трубы должны быть спрессованы на максимальное (пусковое) давление.

17. Для обвязки скважины и аппаратуры, а также для газопроводов при фонтанной и газлифтной эксплуатации должны использоваться бесшовные стальные трубы, соединенные сваркой. Фланцевые соединения допускаются только в местах установки задвижек и другой арматуры.

18. Газораспределительные трубопроводы после монтажа должны быть продуты сжатым воздухом, спрессованы жидкостью на давление, превышающее на 25% максимальное рабочее.

Газораспределительные батареи должны иметь системы индивидуального автоматического замера расхода газа с выводом системы управления на диспетчерский пункт, свечи для продувки и устройства для подачи ингибитора.

Устье газлифтной скважины должно быть оборудовано фонтанной арматурой с манифольдом, имеющим продувочные линии с выводом на свечу, удаленную не менее чем на 20 м. На манифольде устанавливается обратный клапан.

19. Подготовка рабочего агента (газа) при газлифтной эксплуатации должна предусматривать его осушку от водяных паров до точки росы минус 10 °С для южных районов и минус 20 °С для средних и северных широт.

20. При ликвидации гидратных пробок давление в газопроводе следует снизить до атмосферного, а подогрев этих участков осуществлять паром. При сохранении пропускной способности допускается предварительная подача ингибитора без остановки газопровода.

21. В процессе работы компрессорной станции газлифтной системы необходимо проводить:

· ежесменный осмотр всех внутриплощадочных технологических трубопроводов, сепараторов, емкостей, запорно - регулирующей арматуры с записью результатов в вахтовом журнале;

· контроль работоспособности систем пожаротушения, осушки газа, освещения, вентиляции и аварийной сигнализации, молниезащиты, защиты от статического электричества, связи и телемеханизации по утвержденному графику.

5. Охрана окружающей среды

Борьба с загрязнением морей и озер нефтью, нефтепродуктами, а также пластовыми водами, нередко содержащими сероводород, поверхностно-активные вещества, является неотъемлемой частью проблемы охраны окружающей среды.

Нефть и нефтепродукты, попадая на поверхность воды, покрывают большие пространства тонкой пленкой, которая существенно ухудшает кислородный обмен водной среды с воздушным бассейном, это, в свою очередь, ведет к угнетанию жизнедеятельности биологических объектов водной среды.

При концентрации нефтяных загрязнений выше 800 мг/м³ происходит подавление жизнедеятельности фитопланктона, который является основой воспроизводства кислорода в воде. Некоторые рыбы могут приспосабливаться к среде, содержащей нефть. Попавшая в их организм нефть изменяет состав крови и углеводородный обмен, в результате чего мясо рыб приобретает специфический запах и привкус.

Еще более опасные загрязнители вод--поверхностно-активные вещества, используемые при бурении скважин, и добыче нефти. Попадая в воду ПАВ вспенивают поверхность, чем уменьшается биохимический обмен в среде. Кроме того, ПАВ непосредственно воздействуя на растения и рыб, вызывает их гибель. Для предупреждения загрязнения водоемов нефтью, сопутствующими водами, а также технологическими жидкостями необходимо обеспечить полную герметизацию нефтегазосбора от скважины до нефтесборного пункта. При проведении ремонтных работ закачка жидкостей в скважины (при глушении скважины, промывке песчаной пробки) должна осуществляться по схеме круговой замкнутой циркуляции без сброса отходящих вод в море.

В процессе освоения и разработки морских нефтяных и газовых месторождений в акватории Каспийского моря отработан комплекс мероприятий, обеспечивающих охрану окружающей среды, основные из которых сводятся к следующему.

До начала освоения скважин, пробуренных со стационарных платформ или приэстакадных площадок, к площадкам подводятся продуктопроводы, соединенные с нефтесборными пунктами.

Отработанный буровой раствор из осваиваемой скважины собирается в емкости и используется для бурения последующих скважин куста. Загрязненная нефтью, кислотой или ПАВ вода откачивается по трубопроводам в нефтесборные пункты.

Систематически контролируется состояние герметичности колонных головок фонтанной арматуры, фланцевых и резьбовых соединений обвязки арматуры и трубопроводов. При обнаружении неисправностей повреждения должны быстро устраняется. Устье скважины оборудуется поддоном для сбора разливающихся жидкостей.

При разведении фланцевых соединений с разливом нефти необходимо использовать ручные поддоны, а собранную жидкость сливать в резервуар для сбора сточных вод, которые по мере наполнения резервуара откачиваются в нефтесборочный пункт. При очистке НКТ от парафина, асфальтосмолистых отложений и солей отходы собирают в контейнеры, а затем вывозят на берег для захоронения. Если на приэстакадной площадке или индивидуальной платформе имеются сосуды, работающие под давлением, то отводы от предохранительных клапанов должны выводится на факел и в емкость для сбора сточных вод. Переливные отводы резервуаров для сбора нефти также соединяются с емкостью для сбора сточных вод.

Вопросы окружающей среды имеют не меньшую, чем для морей, актуальность применительно к болотистым территориям особенно тундровой зоны, например Западная Сибирь, Коми АССР, Архангельская область и др. Биологический покров и воздушная среда этих районов особенно чувствительны к внешнему воздействию и загрязнению нефтью, нефтепродуктами и прочими химическими препаратами. Слабая активность биологических объектов не способствует быстрому восстановлению экологического равновесия.

Кроме защиты окружающей среды в этих условиях от загрязнений нефтью, сточными водами и химреагентами весьма актуальна защита от теплового загрязнения и нарушений внешнего тундрового покрова транспортной техникой.

Тепловое загрязнение, обусловленное сбором теплых вод или транспортом нефти и газа по трубопроводам, может приводить к растаиванию вечномерзлых грунтов с разрушением верхнего растительного покрова и образованием болот или оврагов. Несоблюдение мер по охране окружающей среды может создать дополнительные трудности в освоении этих и без того весьма сложных для разработки месторождений нефти и газа регионов.

Заключение

Нефтяная промышленность обеспечивает поиск и разведку нефтяных месторождений, бурение и освоение нефтяных скважин, добычу нефти и конденсата, сбор, подготовку и транспортирование нефти и газа, обустройство промыслов и переработку нефтяного газа. В нефтяной промышленности на всех стадиях деятельности, в том числе при бурении и непосредственной добыче нефти, применяются всевозможные машины и оборудование, обеспечивающие нормальное проведение рабочего процесса. Следовательно, количество и качество добываемой нефти и газоконденсата в значительной степени зависят от качественных показателей применяемых машин и оборудования, их технического уровня. С этой целью научными и производственными организациями и предприятиями нефтяной промышленности проводятся оценка соответствия технического уровня поставляемых машин и оборудования лучшим образцам аналогичных отечественных и зарубежных машин, вырабатываются научно обоснованные технико-экономические требования к поставляемому оборудованию.

Вопрос о качестве машин и оборудования в нефтяной промышленности неразрывно связан с уровнем качества той нормативно-технической документации по стандартизации, на основании которой они создаются. Речь идет о научно -техническом уровне технических заданий, технических условий, заводских, отраслевых, республиканских, государственных стандартов.

Поэтому помимо оценки технического уровня самих машин и оборудования в нефтяной отрасли проводится работа по оценке научно - технического уровня.

В нефтяной промышленности большую роль играют технологические процессы на всех этапах, начиная от бурения скважин и кончая технологическими процессами разработки нефтяных месторождений. Стандартизация технологических процессов - это новое направление при выборе объекта стандартизации. Но в последнее время научно-технический прогресс в области нефтегазодобычи несколько заморозился в связи с недостаточной деятельностью научно - исследовательских работ.

Список литературы

1. Алиев В.А., Анисимов Е.П. Машины и механизмы для добычи нефти. ГОСТОПТЕХИЗДАТ. 1957.

2. Жуков А.И. Чернов Б.С. и др. Эксплуатация нефтяных месторождений ГОСТОПТЕХИЗДАТ 1954.

3. Лобков А.М. Сбор и транспорт нефти на промыслах. ГОСТОПТЕХИЗДАТ 1955.

4. Гатмудинова Ш.К.Справочная книга по добыче нефти. Недра 1974.

5. Бухаренко и др. Нефтепромысловое оборудование. Недра 1990г.

6. Молчанов А.Г. Чичерин В.Л. Нефтепромысловые машины и механизмы. Недра 1983г.

7. Михайлов К.Ф. Справочник механика нефтепромысла. Государственное издательство технической литературы УССР. Киев 1961г.

8. Михайлов К.Ф. Справочник механика нефтепромыслов. Ч. 1. Добыча нефти. ГОСТОПТЕХИЗДАТ. 1952.

9. Справочник по добыче нефти. Т.1. ГОСТОПТЕХИЗДАТ 1958.

10. Справочник мастера по добыче нефти ГОСТОПТЕХИЗДАТ 1958.

11. Нефтепромысловые машины и механизмы. ГОСТОПТЕХИЗДАТ 1954.

12. Добыча нефти Форест Грей 2001г.

13. Акульшин А.И., Бойко В.С., Дорошенко В.М., Зарубин Ю.А. Технология и техника добычи, хранения и транспорта нефти и газа. Львов 1991.

14. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. Санкт-Петербург 2001.

15. Касьянов В.М. Гидромашины и компрессоры М. Недра 1981.