Коршак А.А. Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела

Подождите немного. Документ загружается.

184 185

В планшайбе предусмотрены специальные отверстия для спус-

ка в скважину скважинных приборов, выполнения ремонтных работ

и технологических операций.

Жидкость, подаваемая насосом, направляется через боковой

отвод тройника 5 в выкидную линию и далее в замерную или

газосепарационную установку.

Станок-качалка — это балансирный индивидуальный меха-

нический привод штангового скважинного насоса. Его основными

узлами являются (рис. 7.26) рама 13, стойка 3 в виде усеченной четы-

рехгранной пирамиды, балансир 2 с поворотной головкой, траверса 15 с

шатунами 4, шарнирно подвешенная к балансиру, редуктор 6 с

кривошипами 5 и противовесами 14. Для обеспечения возможности

изменения числа качаний станки-качалки комплектуются набором

сменных шкивов 7,10.

Станки-качалки выпускаются в двух исполнениях: СК и СКД,

различающихся рядом конструктивных деталей. В шифре их типо-

размера указываются важнейшие характеристики привода насоса.

Например, обозначение СКЗ-1,2-630 означает: СК - вариант исполнения;

3 - грузоподъемность в тоннах; 1,2 - максимальная длина хода головки

балансира в метрах; 630 - наибольший крутящий момент на валу

редуктора в кг ? м. Сведения о типоразмерах станков-качалок при-

ведены в табл. 7.5.

Таблица 7.5

Основные характеристики станков-качалок

Типоразме

р станка-

качалки .

Длин

хода,

Глубина спуска (в м)/подача (в м

/сут) при диаметре

насоса, мм

28 32 38 43

55 68 93

СКЗ-1,2-

630

0,6

1,2

1160

4,4

1050

1070

5,4

950

7,1

840

19,3

830

740

24,4

635

15,

570

40,

440

26,

400

64,2

„

СК5-3-

2500

1,3

1490

1255

23,7

1400

11,3

1160

30,3

1270

1005

42,3

ИЗО

900

700

48,8

550

134,

405

103,

345

256,

870

30,2

700

87,

СК6-2,1-

2500

0,9

2,1

1895

1600

1715

1500

1445

10,2

1360

130

12,

120

103

14,

910

870

26,3

670

103,

500

71,

420

204

Продолжение табл. 7.5

1,2

2340

2050

1740

1560

1250

1110

840

Ж12-2,5-

4000

2,5

5,2

3410

7,6

2990

10,2

2600

12,7

2260

1210

30,6

840

55,3

560

18,3

25,4

30,2

104

200

1,8

2305

2235

1960

1750

1370

985

640

СК8-3,5-

4000

3,5

1620

1445

1240

22,3

1060

825

65,5

620

130,4

420

35,2

49,2

62,5

101,4

158

297,7

1,8

2305

2235

1960

1750

1370

985

640

СК8-3.5-

5600

3,5

1970

1900

1670

22,3

1445

1075

65,5

815

130,4

550

27,5

34,6

46,8

59,6

96,4

153,3

288,4

1,5

2610

2290

1950

1750

1400

1240

850

СК10-3-

5600

8,3

2590

10,1

2450

13,3

2290

16,3

2000

25,4

1380

38,6

930

605

22,6

35,5

43,5

74,8

125,5

239,3

0,9

1166

1078

870

754

570

427

—

СКДЗ-1,5-

710

1,5

7,5

1022

9,4

906

13,5

727

17,3

598

29,2

437

46,3

313

14,2

18,3

25,7

33,1

54,8

84,9

0,9

1484

1372

1209

1045

783

583

334

СКД4-2,1-

1400

2,1

6,7

1264

8,2

1127

10,6

919

13,8

780

24,4

567

40,5

408

87,6

235

20,3

25,8

36,1

46,1

76,2

118,2

225,8

0,9

1810

1676

1369

1145

1065

751

490

СКД6-2,5-

2800

2,5

5,2

1804

6,6

1490

8,8

1453

11,0

1251

17,7

857

35,7

609

72,5

386

22,0

28,5

37,0

48,0

82,1

129,7

245,5

1,6

2187

2064

1867

1346

1600

976

637

СКД8-3-

4000

10,2

1956

12,3

1843

15,5

1661

25,0

1176

32,0

980

55,9

750

112,2

469

23,1

29,1

39,3

53,7

87,2

131,

249,6

1,8

2788

2552

2172

1694

1872

1230

796

СКД10-3

5-5600

3,5

11,5

2446

13,4

2305

17,3

2041

27,5

1389

35,4

1106

57,7

860

120

544

27,5

45,3

62,7

101,9

151,

288,9

1,6

2689

2363

2011

1997

1733

1291

971

СКД12-3-

5600

9,1

3161

2989

14,3

2691

19,1

1808

29,4

1377

41,5

1028

74,4

644

22,7 26,6 32,5 50,3 82,4

122,

236,6

186

187

Рис. 7.27. Оборудование устья скважины, эксплуатируемой

глубинными центробежными или винтовыми насосами:

1 - крестовина; 2 - разъёмный корпус; 3 - резиновый уплотнитель;

4 - кабель; 5 - эксцентричная планшайба; 6 - выкидная линия;

7 - обратный клапан; 8,9 - задвижка; 10,11 - манометр

188

Оборудование устья скважин, эксплуатируемых глубинны-

ми центробежными и винтовыми насосами, идентично. Оно

изображено на рис. 7.27. Крестовина 1 навинчивается на ответную

муфту колонной головки и имеет боковые задвижки. Насосный агре-

гат на НКТ подвешивают на специальной разъемной эксцентричной

планшайбе 5, имеющей отверстие для кабеля 4. Места ввода кабеля

и НКТ уплотняются разъемным корпусом 2 и резиновым

уплотнителем 3, который поджимается разъемным фланцем.

Межтрубное пространство соединено с выкидной линией 6, на

которой установлен обратный клапан 7 для отвода газа при работе

скважины. Задвижка 8 позволяет спускать в скважину различные

измерительные.приборы и механические скребки для очистки

подъемных труб от парафина. Для этого на тройнике устанавливают

специальный лубрикатор. Задвижка 9, установленная на выкиде

устьевой арматуры, служит для регулирования режима работы

скважины. Давления на выкиде и в межтрубном пространстве

замеряются манометрами 10, 11.

Одновременная раздельная эксплуатация нескольких

пластов одной скважиной

Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений пока-

зывает, что более половины всех капитальных вложений приходится

на бурение скважин. Кроме того, не всегда в пластах содержатся рен-

табельные для извлечения самостоятельной сеткой скважин запасы

нефти и газа. Уменьшить затраты на бурение скважин и сделать рен-

табельной добычу нефти и газа из пластов с небольшими запасами

позволяет одновременная раздельная эксплуатация нескольких пла-

стов одной скважиной (ОРЭ).

Метод ОРЭ заключается в том, что пласты в скважине разоб-

щаются с помощью специальных устройств (пакеров) и для каждого

пласта создаются отдельные каналы для выхода продукции на повер-

хность, снабженные соответствующим оборудованием.

Принципиальные схемы ОРЭ приведены на рис. 7.28

(насосное оборудование, фильтры, якори условно не показаны).

При одновременной эксплуатации двух пластов с одним пакером

(рис. 7.28 а) продукция нижнего пласта отводится на подъемной

трубе, нижнего - по межтрубному пространству. В случае

одновременной эксплуатации трех пластов с двумя пакерами (рис.

7.28 б) используются две подъемные трубы, а с тремя пакерами

(рис. 7.28 в) -- три трубы. Раздельная эксплуатация трех пластов

одновременно возможна только в наиболее простых случаях и

поэтому применяется очень редко.

189

190

Продукция разных пластов доставляется на поверхность

раздельно, что позволяет не смешивать разносортные (например, вы-

сокосернистые и малосернистые) нефти. Более того, одновременно

можно добывать из одного пласта нефть, а из другого — газ.

Различными могут быть и способы эксплуатации разных пластов.

Согласно принятой терминологии принято для краткости

именовать ту или иную технологическую схему совместной

эксплуатации названием способа эксплуатации сначала нижнего, а

затем верхнего пласта. Например, схема насос-фонтан означает,

что нижний пласт эксплуатируется насосным способом, а верхний

- фонтанным.

Возможности раздельной эксплуатации пластов через одну

скважину существенно зависят от диаметра эксплуатационной колон-

ны. Если он мал (меньше 168 мм), то диаметры подъемных труб

невелики и их гидравлическое сопротивление является повышенным,

что отрицательно сказывается на дебите скважин.

7.6. Системы сбора нефти на промыслах

В настоящее время известны следующие системы промысло-

вого сбора: самотечная двухтрубная, высоконапорная однотрубная и

напорная.

При самотечной двухтрубной системе сбора (рис. 7.29)

продукция скважин сначала разделяется при давлении 0,6 МПа.

Выделяющийся при этом газ под собственным давлением транспор-

тируется до компрессорной станции или сразу на

газоперерабатывающий завод (ГПЗ), если он расположен поблизос-

ти. 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).

За счет самотечного движения жидкости уменьшаются затра-

ты 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 ре

конструкции;

2) для предотвращения образования газовых скоплений в тру-

бопроводах 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. 7.30)

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.

Применение высоконапорной однотрубной системы позволя-

ет отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести

операции по сепарации нефти на центральные сборные пункты. Бла-

годаря этому достигается максимальная концентрация

технологического оборудования, укрупнение и централизация сбор-

ных пунктов, сокращается металлоемкость нефтегазосборной сети,

исключается необходимость строительства насосных и компрессор-

ных станций на территории промысла, обеспечивается возможность

утилизации попутного нефтяного газа с самого начала разработки

месторождений.

Недостатком системы является то, что из-за высокого содер-

жания газа в смеси (до 90 % по объему) в нефтегазосборном

трубопроводе имеют место значительные пульсации давления и мас-

сового расхода жидкости и газа. Это нарушает устойчивость

трубопроводов, вызывает их разрушение из-за большого числа цик-

лов 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.

Напорная система сбора (рис. 7.31), 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.

Продукция скважин подается сначала на площадку

дожимной 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. Выделивший-

ся 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 ЦСП оборудование по подготовке не-

фти, 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 сбо-

ра, благодаря отказу от строительства на территории промысла

компрессорных станций и газопроводов для транспортировки нефтя-

ного газа низкого давления;

увеличить пропускную способность нефтепроводов и умень-

шить 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. 7.32 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 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. 7.32 б, является

то, что установка комплексной подготовки нефти перенесена ближе к

скважинам. ДНС, на которой размещается УКПН, называется комп-

лексным сборным пунктом.

Последняя схема применяется при большом числе скважин,

подключенных к КСП.

Рис. 7.32. 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. 731.)

вода

а)

наГПЗ

194

195