Отчёт по практике в ОАО ''Славнефть-Мегионнефтегаз''

 

 

2.4. Область применения газлифтного способа добычи нефти.

 

После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности). Одним из таких способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт.

Использование газлифтного способа эксплуатации скважин и общем виде определяется его преимуществами.

1. Возможность отбора больших объемов жидкости практически при всех диаметрах эксплуатационных колонн и форсированного отбора сильнообводненных скважин.

2. Эксплуатация скважин с большим газовым фактором, т.е. использование энергии пластового газа, в том числе и скважин, с забойным давлением ниже давления насыщения.

3. Малое влияние профиля ствола скважины на эффективность работы газлифта, что особенно важно для наклонно направленных скважин.

4. Отсутствие влияния высоких давлений и температуры продукции скважин, а также наличия в ней мехпримесей на работу скважин.

5. Гибкость и сравнительная простота регулирования режима работы скважин по дебиту.

6. Простота обслуживания и ремонта газлифтых скважин и большой межремонтный период их работы при использовании современного оборудования.

7. Возможность применения одновременной раздельной эксплуатации, эффективной борьбы с коррозией, отложениями солей и парафина, а также простота исследования скважин.

Указанным преимуществам могут быть противопоставлены недостатки.

1. Большие начальные капитальные вложения в строительство компрессорных станций.

2. Сравнительно низкий коэффициент полезного действия газлифтной системы.

3. Возможность образования стойких эмульсий и процессе подъема продукции скважин.

Исходя из указанного выше, газлифтный (компрессорный) способ эксплуатации скважин, в первую очередь, выгодно использовать на крупных месторождениях при наличии скважин с большими дебитами и высокими забойными давлениями после периода фонтанирования.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3. Эксплуатация скважин,  оборудованных скважинными штанговыми  насосными установками.

 

 

Наиболее распространен в мировой  практике штанговый насосный способ добычи нефти, который охватывает более 2/3 общего действующего фонда.

Установка штангового глубинного насоса состоит из подземного и наземного  оборудования. К подземному оборудованию относятся:

а) насосно-компрессорные трубы (НКТ), являющиеся каналом, по которому добываемая жидкость поступает от насоса на дневную поверхность;

б) глубинный насос, предназначенный  для откачивания из скважины жидкости, обводнённой до 99% с температурой не более 130`С;

в) штанги – предназначены для  передачи возвратно-поступательного  движения плунжеру глубинного насоса от станка-качалки и являющегося своеобразным штоком поршневого насоса.

 

Рис.5. Штанговая насосная установка

К наземному оборудованию относятся: а) привод (станок-качалка) – является индивидуальным приводом штангового глубинного насоса, спускаемого в скважину и  связанного с приводом гибкой механической связью – колонной штанг; б) устьевая арматура с сальниками полированного штока предназначена  для уплотнения штока и герметизации устья скважины. Нужно отметить, что добыча нефти  на Мегионском месторождении ведётся  механизированным способом. Скважины оборудованы установками ЭЦН и ШГН. Соотношение действующих добывающих скважин оборудованных УШГН к скважинам оборудованным УЭЦН составляет: объект АВ1-2 – 1:2,2; объект БВ8 – 1:16,3; объект БВ10 – 1:4,5; объект ЮВ1 – 1:10; в целом по месторождению 1:2. Скважинная штанговая  насосная установка (рис. 5.) состоит из станка-качалки 1, оборудования устья 2, колонны НКТ 3, подвешенных на планшайбе,  колонны   насосных    штанг 4,  штангового

 

насоса вставного 6 или невставного 7 типа. Вставной насос 6 крепится в трубах НКТ с помощью замковой опоры 5. Скважинный насос спускается под уровень жидкости. Возвратно-поступательное движение плунжера насоса, подвешенного на штангах, обеспечивает подъем жидкости из скважины на поверхность.

Станки-качалки изготавливают 13 различных типоразмеров. Каждый тип станка-качалки характеризуется максимальными допускаемыми нагрузками на устьевой шток, длиной хода устьевого штока и крутящим моментом на кривошипном валу редуктора, числом двойных ходов балансира в минуту.

На рис.6. представлен  станок-качалка типа СК.

 

Рис. 6. Станок-качалка   1 – подвеска устьевого штока; 2 – балансир с опорой; 3 – стойка; 4 – шатун-кривошип; 5 – кривошип; 6 - редуктор; 7 – ведомый шкив; 8 – ремень; 9 – электродвигатель; 10 – ведущий шкив; 11 – ограждение; 12 – поворотная плита; 13 – рама; 14 – противовес.

 

 

Рама изготовлена из профильного проката в виде двух полозьев, соединенных поперечными связями, а стойка – из профильного проката четырехногая, балансир – из профильного проката двутаврового сечения; однобалочной или двубалочной конструкции.

Головка балансира – поворотная или откидывающаяся вверх. Для ее фиксации в рабочем положении в шайбе головки предусмотрен паз, в который входит клип защелки.

Опора балансира – ось, оба конца которой установлены в сферических роликоподшипниках. К средней части от квадратного сечения приварена планка, через которую опора балансира соединяется с балансиром.

Траверса – прямая, из профильного проката. С ее помощью балансир соединяется с двумя параллельно работающими шатунами.

Опора траверсы шарнирно соединяет  балансир с траверсой. Средняя часть  оси установлена в сферическом  роликоподшипнике, корпус которого болтами прикреплен к нижней полке балансира.

Шатун – стальная трубная заготовка, на одном конце которой вварена верхняя головка шатуна, а на другом – башмак. Палец верхней головки шатуна шарнирно соединен с траверсой. Палец кривошипа конусной поверхностью вставляется в отверстие кривошипа и затягивается с помощью гаек.

Кривошип – ведущее звено преобразующего механизма станка-качалки. В нем предусмотрены отверстия для изменения длины хода устьевого штока. На кривошипе установлены противовесы, которые могут перемещаться.

Редуктор  представляет собой совокупность двух пар цилиндрических шевронных зубчатых передач, выполненных с зацеплением Новикова. Изготовление редуктора должно отвечать требованиям ГОСТа.

Валы цилиндрических зубчатых передач лежат в плоскости  разъема корпуса и крышки редуктора. Для равномерного распределения нагрузок на валы и подшипники принято симметричное расположение зубчатых колес и опор. Опоры ведущего и промежуточного валов выполнены на роликоподшипниках с короткими цилиндрическими роликами, а ведомого вала на роликоподшипниках двухрядных сферических. На конце ведущего вала насаживаются шкивы тормоза и клиноременной передачи, положение которых после определенного срока эксплуатации необходимо менять для увеличения общего срока службы ведомого колеса редуктора. Для этого на обоих концах ведомого вала имеются по два шпоночных паза.

Тормоз — двухколодочный. Правая и левая колодки прикреплены к редуктору. С помощью стяжного устройства колодки зажимают тормозной шкив, насаженный на ведущий вал редуктора. Рукоятка тормоза, насаженная на стяжной винт, вынесена в конец рамы, за электродвигатель.

Салазки поворотные под  электродвигатель обеспечивают быструю  смену и натяжение клиновых ремней. Выполнены они в виде рамы, которая  шарнирно укреплена на заднем конце рамы станка-качалки.

К поворотной плите поперечно прикреплены болтами две салазки, на которые устанавливается электродвигатель. Рама с салазками поворачивается вращением ходового винта.

Привод станка-качалки осуществляется от электродвигателя со скоростью вращения вала 750, 1000 и 1500 оборотов в минуту. Электродвигатель – трехфазный короткозамкнутый, асинхронный с повышенным пусковым моментом во влагоморозостойком исполнении. На валу электродвигателя установлена конусная втулка, на которую насажен ведущий шкив клиноременной передачи.

Подвеска устьевого  штока состоит из верхней и нижней траверс, двух зажимов каната и зажима устьевого штока. Для установки в подвеске гидравлического динамографа в нее вставляют два винта, с помощью которых раздвигаются траверсы подвески.

Штоки сальниковые устьевые предназначены для соединения колонны насосных штанг с канатной подвеской станка-качалки.

Для герметизации устья насосных скважин и подвески насосно-компрессорных труб предусмотрено оборудование устья насосных скважин. Наиболее распространенным оборудованием устья скважин на промыслах является устьевой сальник.

При однотрубной системе  сбора и транспорта нефти и  газа используется устьевое оборудование насосных скважин на давление до 4 МПа, имеющее шифры СУС1-73-31 и СУС2-73-31, соответственно обозначающие сальники устьевые с самоустанавливающейся головкой с одинарным и двойным уплотнением для НКТ диаметром 73 мм.

Характерной особенностью устьевых сальников СУС является шарнирное соединение между головкой сальника и его тройником для поворота головки в пределах конусного угла (3°) и самоустанавливания по сальниковому штоку. Этим обеспечивается более полная загрузка уплотняющих элементов и повышается срок их службы.

Устьевой сальник СУС1 (рис. 7.) состоит из шаровой головки, с помещенными в ней нижней и верхней втулками, направляющими втулками из прессованной древесины и уплотнительной набивки. На верхнюю часть шаровой головки на ввинчивается крышка с двумя скобами, с помощью которых подтягивают уплотнительную набивку.

 

 

Рис. 7. Сальник устьевой   1 – тройник; 2 – втулка нижняя; 3 – вкладыш; 4 – стопор; .5 – кольцо уплотнительное; 6 – манжетодержатель; 7 – крышка шаровая; 8 – уплотнительная набивка; 9 – головка шаровая; 10 – вкладыш; 11 – грундбукса; 13 – крышка головки; 13 – шток; 14 – болт откидной; 15 – палец; 16 – шплинт; 17 – гайка накидная; 18 – ниппель; 19 – наконечник.

 

 

Устьевой сальник СУС2 в отличие от СУС1 имеет двойные уплотнения и три ряда направляющих втулок. Устьевой сальник с двойным уплотнением позволяет менять изношенные верхние уплотнительные элементы без разрядки скважины за счет нижнего уплотнения – буферной манжеты. Изношенные направляющие втулки, как правило, меняют при текущем ремонте скважин.

При установке устьевых сальников на устье все резиновые  кольца и уплотнительные набивки  должны смазываться густой смазкой.

На рис. 8 представлено устьевое оборудование скважин, оборудованных скважинными штанговыми насосными установками. В состав оборудования устья скважин входят устьевой сальник и пробковые краны. В качестве запорных устройств применяют пробковые краны от фонтанной арматуры с уплотнительной смазкой. Подъемная колонна смещена относительно оси скважины. В трубной головке оборудования предусмотрен патрубок с задвижкой для установки лубрикатора и спуска исследовательских приборов в затрубное пространство. Для перепуска газа из затрубного пространства в выкидную линию в обвязке предусмотрен обратный клапан.

 

 

 

 

 

 

Рис. 8. Оборудование устья скважин оборудованных скважинными штанговыми насосными установками.

 

1 – крестовик; 2 – конусная подвеска; 3 – резиновые уплотнения; 4 – разъемный фланец; 5 – патрубок; 6 – тройник; 7 – задвижка; 8 – сальник устьевой; 9, 11 – обратный клапан; 10 – кран; 12 – пробка.

 

 

На рис. 9 представлена схема добычи нефти с помощью штангового насоса. Штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции, привод которого осуществляется с поверхности посредством штанги.

В нижней части  насоса установлен всасывающий клапан 1. Плунжер насоса, снабженный нагнетательным клапаном 2, подвешивается на насосной штанге 3. Верхняя часть штанги пропускается через устьевой сальник 5 и соединяется с головкой балансира 6 станка-качалки. При помощи кривошипно-шатунного механизма 7 головка 9 балансира передает возвратно-поступательное движение штанге 3 и подвешенному на ней плунжеру. Станок приводится в действие электродвигателем 8 через систему передач. Работает насос следующим образом. При ходе плунжера вверх верхний клапан 2 закрыт, так как на него действует давление вышележащего столба жидкости, и плунжер работает как поршень, выталкивая нефть, на поверхность.

В это же время открывается  приемный клапан 1, и жидкость поступает  в цилиндр насоса. При ходе плунжера вниз нижний клапан закрывается, а верхний открывается и через полый плунжер жидкость выдавливается из цилиндра насоса в насосные трубы 10.