Задвижки, регуляторы давления

Применяемые в нефте- и газопроводах задвижки могут быть клиновые, пробковыми или шаровыми. Все задвижки имеют свои разновидности.

а) клиновые задвижки

Запорный элемент - плашки – в процессе открытия или закрытия задвижки перемещаются в направлении, перпендикулярном потоку как на приеме так и на выкиде трубопровода. Задвижки по конструкции бывают: клиновая задвижка с выдвигающимся шпинделем, двухплашечная задвижка с невыдвигающимся шпинделем (в качестве запорного элемента служит клин), задвижка с выдвигаемым шпинделем с металлическим уплотнителем, задвижка сплавающим посадочным элементом.

б) краны и шаровые задвижки.

В задвижках этого типа путем поворота запорного элемента на 90 градусов достигается полное открытие или закрытие проходного сечения, запорный орган выполняется или в виде шара или в виде усеченного корпуса.

в). Регулирующие клапаны.

 Для регулирования расхода жидкости и газа применяют шаровые краны различных конструкций. Бывают диафранменный двухседельчатый клапан, трехходовой двухпозиционный клапан, трехходовый трехпозиционный клапан, игольчатый клапан, электромагнитный пилотный клапан.

 

Газлифтная и фонтанная эксплуатация нефтяных скважин.

Применяемое оборудование.

 

В нефтяной промышленности большая часть добываемой нефти поднимается на поверхность из фонтанных скважин. Фонтанирование представляет собой процесс подъема жидкости изскважины за счет энергии пласта. При этом возможны два случая: первый — когда пластовая жидкость не содержит газа и поднимается на поверхность в результате превышения пла­стового давления, давления столба жидкости в скважине и второй — когда пластовое давление не превышает давления столба жидкости в скважине, но пластовая жидкость содержит газ, который, расширяясь и всплывая в подъемных трубах, поднимает жидкость на поверхность.

В том случае, когда для фонтанирования недостаточно пла­стовой энергии и энергии нефтяного газа, в скважину подают газ(или воздух) от компрессорной станции или из газовых скважин. Энергия подаваемого газа обеспечивает подъем жидкости на поверхность. Этот способ добычи нефти называется компрессорным.

Компрессорный способ добычи пока мало распространен, хотя оборудование скважин при этом методе приближается по простоте конструкций к оборудованию фонтанирующих сква­жин. Последние имеют наиболее простое оборудование, не срав­нимое со сложными скважиными насосными установками. Простота оборудования скважин, повышение эффективности компрессорного способа добычи нефти с увеличением глубины, с которой поднимается жидкость, расширяют область примене­ния компрессорной эксплуатации нефтяных месторождений. Распространению этого метода подъема жидкости способствует применение нефтяного газа большого давления или газа из газонасыщенных пластов.  

Последний способ называется беском­прессорным газлифтом. В этом случае остается необходимость подготовки газа, отделения конденсата, но исключается приме­нение

Рис. 30. Подъем жидкости газом

компрессорных станций, значительно упрощается поверх­ностное оборудование, и затраты на обустройство месторожде­ния приближаются к затратам при фонтанировании скважин. Для подъема жидкости из скважины газлифтным способом в скважину опускается одна или две колонны насосно-компрессорных труб (рис.30.). Внутренняя, подъемная колонна труб опущена на глубину L. До подачи газа уровень жидкости в скважине и трубах одинаковый, он называется статическим уровнем Нс_Т (рис. III.30а). Подаваемый в межтрубное про­странство газ отжимает жидкость до низа подъемной колонны и проходит в нее, увлекая за собой жидкость. Смесь газа с жидко­стью достигает поверхности и в результате ее отбора статиче­ский уровень Нс_Т в скважине снижается до динамического Ндин (рис.30 6). Структура потока смеси в подъемной ко­лонне может быть: пузырьковой (рис.30 в) - в нижней ча­сти колонны, пробковой (рис.30 г) - в верхней части ко­лонны и дисперсионно-кольцевой (рис.30,д)- в верхней части колонны при избытке газа.

В процессе газлифтной эксплуатации давление столба смеси жидкости с газом у низа подъемной колонны относительно не­велико. Но в начальный период подачи газа, когда в подъемной колонне еще не образовалась смесь жидкости с газом и она заполнена только жидкостью, давление у низа подъемной ко­лонны значительно. Для преодоления этого давления в пусковой период газлифтной эксплуатации должно быть создано большое давление. По этой причине к газлифтной скважине подводятся два трубопровода с разными давлениями газа.