Госник

Принцип действия: Перед спуском в скважину пакер типа ПИГК свинчивается с якорем соответствующего типо-размера, который воспринимает осевое усилие от пакера, возникающее в процессе нагнетания жидкости в скважину под давлением. Пакер с присоединенным к нему якорем спускается на колонне насосно-компрессорных труб. После спуска пакера на необходимую глубину в колонну насосно-компрессорных труб подача жидкости для гидроразрыва.

При достижении перепада давления на штуцере 0,35 – 0,50 МПа открывается клапан 14. При дальнейшем повышении перепада давления жидкость, воздействуя на торец толкателя, заставляет его перемещаться вверх и деформироваться уплотнительную манжету, более плотно прижимая их к обсадной колонне. Уплотнительная манжета, в свою очередь, прижимает ограничительную манжету к опорному кольцу, принуждая ее деформироваться до соприкосновения с обсадной колонной. Это предотвращает заход уплотнительной манжеты в

зазор между опорным кольцом и обсадной колонной и заедания пакера в скважине.

Пакер извлекается из скважины вместе с колонной насосно-комперссорнных труб. Перед этим давление жидкости снижается и за счет упругости резины уплотнительная и ограничительная манжеты отходят от стенки обсадной колонны.

Конструкция пакера типа ПВМ – 122-500 Пакер состоит из головки 1, опорного кольца 2, ограничительной втулки 3, резиновой защитной втулки 4, разделительной шайбы 5, резиновой уплотнительной втулки 6, конуса 7, шлипсов 8, шлипсодержателя 9, обруча-ограничителя 10, пружины 11, крышки 12, ввинченного в крышку фиксатора 13, входящего в направляющий паз 14 на стволе 15. К шлипсодержателю крышка прикреплена болтами, которые на рисунке не показаны.

Защитная втулка 4 короче уплотнительной втулки 6 и имеет более высокую твердость.

В скважину пакер спускается на колонне труб. При этом фиксатор 13 удерживает шлипсодержатель 9 в крайнем нижнем положении относительно ствола. При повороте колонны труб по часовой стрелке фиксатор выходит в длинную прорезь паза на стволе, освобождая шлипсодержатель. При опускании колонны труб шлипсы 8 под действием пружин 11 прижимаются к стенке скважины и удерживаются на месте, и конус 7 заклинивает их в обсадной трубе. Приложенная к пакеру нагрузка от веса колонны труб через головку и опору передается манжетам. Они деформируются и уплотняют пакер. При натяжении колонн труб манжеты восстанавливают свою первоначальную форму, конус освобождает шлипсы и пакер снимается с места установки.

Воздействие на пласт движущимся очагом горения предполагает создание на забое нагнетательной скважины очага горения и последующее его перемещение к эксплуатационной колонне скважины. За счет этого снижается вязкость. Увеличивается потребность нефти и её способность к извлечению.

1 – компрессор низкого давления;

2 – компрессор высокого давления;

3 – нагнетательная скважина. Рисунок 47Схема размещения оборудования при создании движущегося очага горения.

В комплект входят:

Компрессоры низкого давления

ц.б. Компрессоры высокого давления Вспомогательное оборудование Используются компрессоры четырехрядные одноступенчатые поршневые с приводом от синхронного электродвигателя. Охлаждение компрессоров воздушное. ОВГ- 1 (1- модификация)

Инициирование (зажигание) производится электронагревателями типа ТЭН мощностью 45 кВт, спускаемыми на кабель-тросе и другим оборудованием, входящем в комплект СУЭПС.

В комплект установки входит блок измерения и регулирования, рассчитанный на подключение восьми скважин При использовании «влажного» и «сверхвлажного» горения в нагнетательной скважине одновременно с воздухом

подается вода от КНС.

Техническая характеристика ОВГ-4: Производительность 3,5 м3/ч Давление нагнетания 15 Мпа Температура нагнетания 318 К Напряжение на электродвигателе компрессоров 6 кВ

Оборудование для паропрогрева скважин.

Паропрогрев скважины в основном осуществляется агрегатом 1АДП4-150 (1- модификация, АДП – агрегат депарафинизационный передвижной, 4 – комплектность, 150 – температура нагрева 0С (423 К)).

Оборудование смонтировано на автомобиле КрАЗ-255 и включает в себя:

а) трубчатый прямоточный подогреватель змеевинового типа (нагрев до 423 К) б) нагнетательный насос трехплунжерный горизонтальный одинарного действия

(максимальная подача 11,65 л/с; давление 20 МПа) с приводом от тягового двигателя автомобиля в) трансмиссия привода насоса г) топливная система

д) вспомогательное оборудование е) вентилятор

Теплопроводность агрегата до 705 тыс. ккал/ч. Агрегат получает теплоноситель (нефть или воду) от автоцистерны и нагревая его до определенной температуры нагревателя в скважине. С помощью агрегата можно осуществлять циркуляцию теплоносителя. Воздействие пара на пласт основывается на прогреве пласта, снижении вязкости нефти в пластовых условиях и в повышении её фильтрационных свойств.

Производится с помощью специальной стационарной парогенераторной установки.

1 – буферный резервуар 2 – механический фильтр (для очистки от механических примесей) 3 – катионитовый фильтр (для умягчения воды) 4 – резервуар обработанной воды 5 – деаэратор 6 – парогенератор 7 - устье скважины В настоящее время используется стационарная установка УПГ9/120П (УПГ – установка парогенераторная, П- климатическое исполнение)

Техническая характеристика : Исполнение блочное (3 блока) Производительность по пару 9 т/ч Давление закачки 12 МПа Температура нагрева 596 К Сухость пара на выходе 80% Топливо – сырая нефть

Закачка в пласт пара приводит к нагреву скважинного оборудования и вызывает его деформацию. Чтобы исключить этот недостаток используется следующее оборудование: для исключения попадания

теплоносителя в затрубное пространство используется термостойкий пакер, на колонне НКТ устанавливаются центрирующие фонари, на устье имеются сальники, колонна НКТ подвешивается на разгрузочные стойки.

Пар следует подавать в скважину и постепенно наращивать его объем.

45. Оборудование и насосы для закачки воды в пласт при поддержании пластового давления (ППД). Насосные агрегаты блочной кустовой насосной станции (БКНС). Дожимные насосные агрегаты типа установок электроцентробежных насосов (УЭЦН), их конструкции и характеристики.

КНС представляет из себя стационарное кирпичное здание, в котором располагаются 3 рабочих ЦБН с электродвигателем и 2 резервных, система трубопровода, станция управления и измерительная аппаратура.

Техническая характеристика КНС определяется следующими факторами:

суммарная приёмистость нагнетательной скважины, образующих общую производительность КНС давление нагнетания (это давление, при котором нагнетательные скважины принимают заданный объем воды плюс потери на трение, на местные сопротивления, на преодоление геодезических отметок)

количество подключаемых нагнетательных скважин, определяющих общие габариты КНС. В настоящее время выпускаются КНС в блочном исполнении (БКНС).

При этом монтаж основного технологического оборудования, обвязки и аппаратуры выполняется на заводах в отдельных блоках.

БКНС составляют следующие блоки:

насосный (в зависимости от количества насосных агрегатов может занимать до четырех блоков) блок низковольтной аппаратуры блок управления блок распределительного устройства

блок напорной гребенки (количество блоков определяется количеством скважин) Каждый блок монтируется на металлической раме, каркас которой обшивается железом.

Технологическая схема БКНС рассчитана на одновременную и раздельную закачку пресных вод и очищенных нефтепромысловых вод, поступающих из установок очистки сточных вод.

Пресная вода и очищенные нефтепромысловые сточные воды по двум водоводам, объединенным в единый всасывающий коллектор, поступают на площадку БКНС. На водоводах устанавливают диафрагмы для замера расхода и электроприводной задвижки. Из всасывающего коллектора вода с помощью насосов направляется в распределительный напорный коллектор и через высоконапорные водоводы к нагнетательным скважинам.

Тип БКНС для каждого данного случая выбирают с учетом: а) требуемой подачи и давления нагнетания б) схемы энергоснабжения в) климатических условий

По расчетным подаче и давлению нагнетания определяют тип и число основных насосов, а по климатическим условиям – вид охлаждения двигателя.

Устьевая арматура для нагнетательных скважин.

Эта арматура предназначена для герметизации устья нагнетательных скважин в процессе нагнетания в скважину воды, для выполнения ремонтных работ, проведения мероприятий по улучшению приемистости пласта и исследовательных работ, осуществляемых без прекращения закачки.

Основные части арматуры — трубная головка и елка.

Трубная головка предназначена для герметизации затрубного пространства, подвески колонны насосно-компрессорных труб и проведения некоторых технологических операций, исследовательских и ремонтных работ. Она состоит из крестовины, задвижек и быстросборного соединения.

Елка служит для закачки жидкости через колонну насосно-компрессорных труб и состоит из стволовых задвижек, тройника, боковых задвижек и обратного клапана.

Насосы ЦНС-300 используются в станциях второго подъема, которые перекачивают воду от водозаборных скважин на кустовые насосные станции (КНС).

Конструкция ЦНС-300 аналогична конструкции ЦНС-180, который используется в КНС (см. лабораторные работы).

ЦНС-300-480

ЦНС - центробежный насос секционный

300 - Q, м3/ч

480 – Н, м водного столба ЦНС используется для откачки нейтральной жидкости, с

содержанием механических примесей не более 0,2%по массе при размере 0,2 мм. Нормальная температура перекачиваемой жидкости +250С. Материал основных деталей – чугун.

Насосные станции на базе УЭЦПН. Техническая характеристика элементов, достоинства и недостатки.

Используются установки производительностью 1000-3000 м- 3/сут и напором до 1500 м. Буква П означает, что установка для системы ППД.

1-автотрансформатор; 2-станция управления; 3-устьевая арматура; 4-

обратный клапан; 5-расходомер; 6-распределительная гребёнка; 7- обсадная колонна; 8-колонна подземных труб; 9-погружной бронированный кабель; 10-погружной электродвигатель; 11-погружной ЭЦН; 12-фильтр; 13-всасывающая головка; 14задвижка.

В данной установке закачивают пресную и сточную воды в нагнетательной скважине (кол-вом до 8). Характеристика УЭЦПН-3000-1000 Производительность 3000 м3/сут Напор 1000м Частота вращения вала 2970 об/мин Мощность 465 КВт КПД 88%

Для экспл-ии этой установки бурится специальный шурф, глубиной до 50 м, обсаживается колонной и цементируется в затрубном пространстве до устья скважины. Кроме того в шурф дополнительно спускается глухая колонна диаметром до 400 мм.

Достоинства: представляет собой подземную кустовую насосную станцию, которая позволяет ускорить и удешевить работы по ППД.

Недостатки:

1 сгорание обмотки эл. Двигателя вследствие недостаточной защиты. 2 заклинивание подшипников насоса

3 частый выход из строя муфты, соединяющей валы насоса и двигателя.

46. Конструктивная схема и принцип действия горизонтального электродегидратора. Конструктивные различия горизонтальных электродегидраторов. Технологические схемы электрообессоливающей установки.

Электродегидраторы предназначены для глубокого обезвоживания и обессоливания нефти.

Электродегидратор типа 1ЭГ-160 (рис) представляет собой горизонтальную цилиндрическую емкость, в которой имеются два электрода 1 в форме решетчатых прямоугольных рам, подвешенных параллельно и занимающих почти все горизонтальное сечение аппарата. Расстояние между электродами может изменяться от 20 до 40 см. Электроды через подвесные проходные изоляторы 3 подсоединены к высоковольтным выводам двух трансформаторов

5 типа ОМ-66/35 мощностью по 50 кВА. Каждый установлен наверху технологической емкости. Напряжение между электродами может составлять 11,33 и 44 кВ. Для ограничения силы тока и защиты электрооборудования от короткого замыкания в цепь первичной обмотки трансформаторов включены реактивные катушки 4 типа РОС-50/50. Реактивные катушки обладают большой индуктивностью, поэтому при возрастании тока происходит перераспределение напряжений, и разность потенциалов между электродами уменьшается. Реактивные катушки установлены наверху технологической емкости рядом с трансформаторами.

Нагретая нефтяная эмульсия /, содержащая реагент-деэмульгатор и до 10 % пресной воды, поступает через два распределителя эмульсии 6 под слой отделившейся воды и поднимается вверх. После перехода через границу раздела «вода — нефть» нефтяная эмульсия попадает сначала в зону низкой напряженности электрического поля, образующейся между нижним электродом и поверхностью отделившейся воды, а затем в зону высокой напряженности между верхним и нижним электродами. Под действием электрического поля капли воды, содержащиеся в нефти, поляризуются, взаимно притягиваются друг к другу, коалесцируют, укрупняются и осаждаются. Обезвоженная и обессоленная нефть // выводится сверху аппарата через сборник нефти 2, а отделившаяся вода /// — снизу.

Электродегидратор типа 2ЭГ-160 отличается от электродегидратора типа 1Э-160 тем, что имеет не два, а три электрода.

Электробегидратор ЭГ-200-10 — одна из наиболее современных разработок аппаратов для глубокого обезвоживания и обессоливания нефтей на промысловых установках подготовки нефти. Он представляет собой горизонтальную стальную цилиндрическую емкость 3 диаметром 3400 мм. Он оснащен распределителем эмульсии 5, сборниками

нефти 4 и воды 6, выполненными из перфорированных труб. Эти устройства электродегидратора ничем не отличаются от соответствующих устройств в отстойниках типа ОВД-200. В отличие от отстойников Электродегидратор ЭГ-200-10 оснащен двумя электродами — верхним 2 и нижним 1, на которые подается высокое напряжение промышленной частоты.

Рис. 2.1, Принципиальная схема э л ектрообессо линяющей установки (ЭЛОУ) (10]: 1—теплообменники; 2—подогреватели; 3— отстойники термохимического обессоливания; 4—электродегидратор 1 ступени; 5—сборник нефти после I ступени; 6—электродегидратор II ступени; 7—сборник нефти после II ступени.

47.Состав оборудования и принцип действия термохимической установки подготовки нефти. Блочные дозаторы реагентов (БДР). Принципы работы. Достоинства и недостатки.

На нефтяных месторождениях эксплуатируются следующие установки обезвоживания и обессоливания нефти:

·термохимические установки обезвоживания нефти (ТХУ);

·электрообессоливающие установки (ЭЛОУ).

В термохимической установке обезвоживания нефти (рис.1) сырую нефть (нефтяная эмульсия) I из сырьевого резервуара 1 насосом 2 через теплообменник 3 подают в трубчатую печь 4. Перед насосом 2 в нефть закачивают реагент-деэмульгатор II. В теплообменнике 3 и трубчатой печи 4 нефтяная эмульсия подогревается, и в процессе ее турбулентного перемешивания в насосе и при движении по трубному

змеевику в печи происходит доведение реагента-деэмульгатора до капель пластовой воды и разрушение бронирующих слоев асфальтосмолистых веществ. Нагрев в трубчатой печи осуществляется при необходимости нагрева нефтяной эмульсии до температуры выше 120 °С (при повышенном давлении, чтобы не допустить вскипания воды). При меньших температурах

нагрева вместо трубчатой печи 4 можно использовать пароподогреватель.

Неустойчивая эмульсия из трубчатой печи 4 поступает в отстойник 5, где расслаивается на нефть и воду.

Обезвоженная нефть выводится сверху из отстойника 5, проходит через теплообменник 3, где отдает часть тепла поступающей на деэмульсацию сырой нефти и поступает в резервуар 6, из которого товарная нефть III насосом откачивается в магистральный нефтепровод.

Отделившаяся в отстойнике 5 пластовая вода IV направляется на установку по подготовке сточных вод.

Сырьевой резервуар 1 может работать как резервуар с предварительным сбросом воды. В этом случае часть горячей воды, выходящей из отстойника 5 и содержащей реагент-деэмульгатор, подается в поток сырой нефти перед резервуаром 1 (пунктирная линия, рис.1). В этом случае резервуар 1 оборудуют распределительным маточником и переливной трубой. В резервуаре поддерживается слой воды, так что поступающая нефтяная эмульсия распределенным потоком проходит через толщу воды, что способствует более полному отделению свободной воды из нефтяной эмульсии.

Отделившаяся в резервуаре с предварительным сбросом вода насосом откачивается на установку по подготовке сточных вод.

Назначение:

Блок дозировочный регулируемый (БДР) предназначен для автоматического дозирования жидкости (деэмульгаторов, ингибиторов коррозии и др.). Ввод жидкости производится в трубопровод промысловой системы транспорта и подготовки нефти с целью осуществления внутритрубопроводной деэмульсации рабочей среды, а также защиты трубопроводов и оборудования от коррозии, солей, карбонатных отложений, парафиноотложений и др. Установка автоматически регулирует производительность насосов-дозаторов согласно заданной величине подачи жидкости с учетом показаний расходомеров. Автоматическая система управления определяет возникшие неисправности и ошибки, прекращает дозирование в случае возникновения неисправности, сохраняет и визуально отображает возникшие ошибки, предупреждения и значения технологических параметров, ведет учет дозированной жидкости. БДР выполнен в блочном исполнении. Оборудование блока смонтировано на сварной раме и находится в теплоизолированном помещении. Количество выходов БДР по требованию заказчика может быть от 1 до 8 и более выходов.

В БДР монтируются:

- емкость технологическая – предназначена для хранения и подогрева реагента с помощью вмонтированного электронагревателя. На емкости предусмотрен визуальный указатель уровня жидкости; - насосы-дозаторы – осуществляют непрерывное дозирование реагента; - насос шестеренный – осуществляет заполнение технологической емкости реагентом и периодическое перемешивание реагента в емкости; - запорная и предохранительная арматура; - системы вентиляции, отопления, освещения, контроля загазованности, пожарной сигнализации; - КИПиА для контроля технологических параметров и посты управления; - при необходимости устанавливается автоматическая система пожаротушения; - в аппаратурном блоке размещена вся

аппаратура управления установкой дозирования.

3 исполнение - технологический (взрывобезопасный В-1а) отсек и шкаф управления (для установки в помещения общепромышленного исполнения).

Модификация БДР в исполнении с двумя насосами-дозаторами, без расходной емкости, без смесителя 1-насос шестеренный 2-вентиль 3-технологическая емкость 4-расходная емкость 5-фильтр 6-насос-дозатор 7-смеситель 8- электронагревательный блок 9-датчик уровня 10-датчик температуры 11-манометр 12-указатель уровня

Принцип работы установки дозирования реагента: - прием концентрированного химреагента из передвижной заправочной емкости в бак с помощью внешнего насоса; - прием концентрированного химреагента из передвижной заправочной емкости в бак с помощью собственного насоса; - перемешивание химреагента в баке; - закачку химреагента в емкость для настройки производительности насоса-дозатора; - подогрев химреагента в баке до температуры от +20ºC до +60ºC; - дозированную подачу химреагента в обрабатываемую эмульсию через распыляющее устройство. Подключение установки к обрабатываемому сырьевому продуктопроводу осуществляется через специальный узел ввода химреагента (форсунку), поставляемый в составе установки.

Основные преимущества установки дозирования реагента: - фильтры на приемной линии каждого насоса-дозатора; - фильтр на трубопроводе закачки в баке; - удобная настройка производительности насосов-дозаторов; - наличие емкостей для сбора утечек с насосов-дозаторов; - в блоках дозирования метанола установлены трубопроводы промывки насосов-дозаторов.

48.Устройство и принцип действия газосепараторов. Методика их расчета на пропускную способность по газу и по нефти. Области применения. Достоинства и недостатки.

Сепараторы типа НГС широко применяются при обустройстве нефтяных месторождений и предназначаются для отделения газа от продукции нефтяных скважин на первой и последующих ступенях сепарации нефти, включая горячую сепарацию на последней ступени, В настоящее время выпускается нормальный

ряд сепараторов НГС с пропускной способностью по жидкости 2000— 30 000 т/сут.

В указанных шифрах первая цифра обозначает рабочее давление, вторая цифра

—диаметр сепаратора (в мм).

Сепаратор типа НГС (рис) состоит из горизонтальной емкости /, оснащенной патрубками для входа продукции 2, для

выхода нефти 10 и газа 7. Внутри емкости непосредственно у патрубка для входа нефтегазовой смеси смонтированы распределительное устройство 3 и наклонные желоба (дефлекторы) 4 и 5. Возле патрубка, через который осуществляется выход газа, установлены горизонтальный 8 и вертикальный 6 сетчатые отбойники. Кроме того, аппарат снабжен штуцерами и муфтами для монтажа приборов сигнализации и автоматического регулирования режима работы.

Газонефтяная смесь поступает в аппарат через входной патрубок 2, изменяет свое направление на 90°, и при помощи распределительного устройства нефть вместе с остаточным газом направляется сначала в верхние наклонные желоба 4,а затем в нижние 5. Отделившийся из нефти газ проходит сначала вертикальный каплеотбойник 6, а затем горизонтальный 8. Эти каплеотбойники осуществляют тонкую очистку газа от капельной жидкости (эффективность свыше 99 %), что позволяет отказаться от установки дополнительного сепаратора газа. Выделившийся в сепараторе газ через патрубок 7, задвижку и регулирующий клапан (на рис. не показаны) поступает в газосборную сеть.

Отсепарированная нефть, скопившаяся в нижней секции сбора жидкости сепаратора, через выходной патрубок 10 направляется на следующую ступень сепарации или, в случае использования аппарата на последней ступени, в резервуар. Для устранения возможности воронкообразования и попадания газа в выкидную линию над патрубком выхода нефти устанавливается диск 9.

Пропускная способность сепараторов по жидкости.

Расчёт сепаратора сводится к тому, чтобы получить скорость подъема уровня жидкости, при условии что скорость подъема пузырьков газа в жидкости меньше скорости подъема жидкости.

Скорость всплывания пузырьков газа VГ в жидкости обычно определяется по формуле Стокса с заменой в ней абсолютной вязкости газа на абсолютную вязкость жидкости.

Учитывая соотношение пропускную способность вертикального сепаратора по жидкости можно записать в следующем виде:

После подстановки в данную формулу площади и значения ускорения свободного падения получим:

При расчёте сепараторов на пропускную способность приходится иметь дело с плотностью газа в условиях сепаратора. Для определения плотности необходимо пользоваться следующей формулой:

0 P T 1 P0 T0 z

где 0 – плотность газа при нормальных условиях; Р и Р0 – соответственно давления в сепараторе и давление при нормальных условиях; Т и Т0 – абсолютная температура в сепараторе и абсолютная нормальная температура (Т0=273 К); z – коэффициент, учитывающий отклонение реальных газов от идеального.

Пропускная способность сепаратора по газу.

Расчёт сепаратора на пропускную способность по газу, поступающего в первую ступень сепаратора, определяется по формуле:

V G * QН

Количество газа оставшегося в растворённом состоянии в нефти VР и поступающего из первой ступени во вторую определяется по формуле:

VP P1QH

Дебит свободного газа, отсепарированного в первой ступени будет равен:

V1 V VP (G P1)QH