Оборудование промысла при компрессорном и бескомпрессорном газлифтах

Газ, получаемый от компрессорной станции, при газлифт­ной эксплуатации направляется по двум или трем трубопрово­дам, в которых его давление различно, через газораспредели­тельную будку к отдельным скважинам.

В газораспределительной будке размещено обычно от четы­рех до восьми секций распределительных батарей, каждая из которых направляет рабочий агент к четырем скважинам. К секции батарей рабочий агент подводится по двум, трем или четырем трубопроводам. При трех подводящих трубопроводах один — пусковой, а два — рабочих (на пониженное и повышен­ное давления). Такое разделение обусловлено различием па­раметров рабочего агента, требуемого при пуске скважины (высокое давление и относительно малый расход) и при работе (значительный расход и различное давление), а также разли­чием характеристик скважин и требуемых для них параметров рабочего агента. Пусковая линия обычно имеет меньший диа­метр (63 мм), а рабочие — большой (100—150 мм). На всех подводящих линиях трубопроводов установлены манометры. Определенная подводящая линия подключается к скважине при помощи вентилей.

Газораспределительная будка при рабочем агенте — газе, должна быть построена из огнестойкого материала, иметь хо­рошую вентиляцию.

Выпускается также блочная установка для газлифтной экс­плуатации под шифром «Газлифт». Она рассчитана на давление 16 МПа, число подключаемых скважин — 8, с общей пропуск­ной способностью по газу 24—640 тыс. м^г/сут. Эта установка позволяет распределять газ по скважинам, осуществлять руч­ное регулирование расхода и регистрацию параметров газа. Установка имеет блоки технологического и щитового помеще­ний. Помещения крытые, их площади 8м х З м и 3м х 2 м и массы —9700 и 2000 кг.

Большое значение имеет очистка рабочего агента от влаги для предотвращения ее замерзания при транспортировке агента по промыслу. Для этого на линиях, обычно у компрессорной станции и газораспределительных будок, устанавливают влагоотделители и нагреватели. Влагоотделитель устанавливается в наиболее низком месте трубопровода. Это обычно небольшая емкость, к верхней части которой подсоединен трубопровод рабочего агента. Нижняя часть емкости, где скапливается влага, периодически соединяется с атмосферой, и влага вы­жимается давлением рабочего агента (емкость продувается).

Влага, оставшаяся в системе, в зимнее время может замерз­нуть в регулирующей аппаратуре, в трубопроводе, поэтому рекомендуется обогревать наиболее опасные места трубопрово­дов. Для обогрева применяются огневые нагреватели (там, где это допустимо по условиям безопасности) и электрообогрева­тели.

Электрообогреватели встраиваются в трубопровод. Основная труба электрообогревателя покрыта асбестом, а на него уложена обмотка обогрева. Обмотка покрыта вторым слоем – асбе­ста.

Рис. 31. Бескомпрес­сорная газлифтная ус­тановка 

На эту сборку надет кожух с теплоизоляцией. Электроэнер­гия подается в нагреватель обычно через автомат, периодически включающий и выключающий ток. Режим работы нагревателя устанавливается в зависимости от окружающей температуры воздуха, теплоизоляции труб.

При бескомпрессорном газлифте используют энергию газа большого давления, поступающего из газовых месторождений. Применение бескомпрессорного газлифта рационально при на­личии газовых месторождений вблизи нефтяных или при добыче газа высокого давления на самих нефтяных месторождениях. После подъема жидкости газ имеет значительно меньшее дав­ление, насыщен парами жидкости, поэтому использование его несколько ограничивается. В то же время схема бескомпрессор­ного газлифта позволяет без больших капиталовложений и без сложных компрессоров и компрессорных станций поднимать из скважин жидкость наиболее простым методом. Поэтому этот метод на некоторых нефтяных месторождениях нашел приме­нение. На рис.31 показана технологическая схема бескомпрес­сорного газлифта, применяемая в объединении Краснодарнефтегаз. Газ из скважин / под большим давлением (15—20 МПа) поступает на пункт очистки (осушки 2), где он проходит через гидроциклонные сепараторы и конденсатосборники. После пункта очистки газ поступает в беспламенный подогреватель 3 для подогрева до 80—90 °С, а затем в газораспределительную батарею 4. Подогрев газа является эффективным средством борьбы с гидратообразованием при транспортировании и реду­цировании газа. От батареи газ направляется через регулиро­вочные штуцеры 5 в добывающие нефтяные скважины 6. После подъема жидкости газ поступает в газосепараторы первой 7 и второй 8 ступеней, откуда направляется в топливные линии и на газобензиновый завод. Жидкость из газосепараторов на­правляют в емкость 9.

Оборудование устья скважины

Оборудование устья скважины, как при компрессорном, так и при бескомпрессорном и фонтанном способах добычи нефти составляется из одинаковых деталей и узлов по подобным схемам. На устье скважины монтируется так называемая фонтанная арматура.

Арматура делится на две части: трубную головку и фонтан­ную елку (рис. 32).

 

Рис. 32.Устьевая арматура фонтанной скважины: а — конструкция; 6 — схематическое изображение

Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке и предназначается для подвески одной или нескольких колонн насосно-компрессорных труб и герметизации на устье межтрубных пространств. Через трубную головку подается жидкость или газ в межтрубные пространства, контролируется давление в них и выполняются необходимые исследования сква­жины.

Фонтанная елка монтируется на трубной головке и предна­значается для направления отбираемых из скважины жидкости и газа в манифольд, а также для регулирования и контроля работы фонтанной скважины.

Основными деталями и узлами арматуры являются: кресто­вина /, имеющая два боковых отвода, тройник 2, имеющий один боковой отвод, переводник трубной головки 3, запорное устрой­ство 4, дроссель 5, фланец под манометр 6, трехходовой кран 7 и манометр 8.

Крестовина и тройник позволяют отводить добываемую смесь к манифольдам или иметь сообщение с одним из меж­трубных пространств. На этих же деталях может быть подве­шена колонна насосно-компрессорных труб. Для этого детали могут иметь резьбу. Колонна подвешивается непосредственно на этой резьбе или через переводник трубной головки 9. Катушка или переводной фланец служат для подвески насосно-компрессорных труб или для перехода с одного размера деталей арматуры на другой. Запорные устройства необходимы для полного перекрытия или открытия проходного сечения ствола или отвода. Регулирование параметров потока неполным за­крытием задвижки не допускается. Для регулирования пара­метров потока и, следовательно, режима работы скважины ис­пользуются специальные узлы-дроссели.

Вертикальная, стволовая часть арматуры может иметь от­воды в одну сторону (через тройники) или в две стороны (че­рез крестовины). По этому признаку арматура делится на тройниковую и крестовую. Условия работы арматуры фонтанирующих скважин в боль­шинстве случаев таковы, что для обеспечения безаварийной и долговечной работы оборудования необходим тщательный вы­бор его схем, конструкции узлов и материалов деталей.

Давление в фонтанирующих скважинах может доходить до 100 МПа, причем оно резко изменяется, пульсирует. Скорость движения выходящей из скважины смеси жидко­сти, газа и механических примесей (например, кварцевого песка) в некоторых частях арматуры достигает нескольких де­сятков метров в секунду.

Жидкость и газ часто вызывают интенсивную коррозию арматуры.

Аварии арматуры, установленной на скважинах, приводят к открытому фонтанированию, а иногда к выбросу труб и пожарам. Ликвидация таких аварий требует больших затрат средств и времени. С другой стороны, масса и стоимость арма­туры, устанавливаемой на одной скважине, велика. Так, на­пример, масса комплекта арматуры на давление 20 МПа для двухрядной колонны равна 2895 кг. При выборе и разработке арматуры необходимо учитывать и эти факторы.

Тройники, переводники, крестовины и фланцы, как и кор­пуса запорных устройств, отливают из стали 40ХЛ, 40ХНЛ, 25ХГСЛ. Уплотнение между фланцами арматуры - кольцевая металлическая прокладка овального сечения. Материал кольце­вой прокладки — Сталь 8КП, 20, 40. Она, как и всякая про­кладка, должна бить меньшей твердости, чем материал фланца.

В последнее время начинают применять сварную арматуру, детали которой не литые, а штампованные или кованые. При этом можно выполнять детали из стали 40 или 40Х, значи­тельно сократив Массу и не снизив прочностные качества.

Арматура устья скважины соединяется с промысловыми трубопроводами манифольдом.

Разработаны типовые схемы обвязки устья манифольдами. Более слож­ные схемы предназначены для обвязки выкидных линий, коль­цевого и затрубного пространства.

Рис. 33. Клиновая задвижка:                           Рис. 34. Прямоточная задвижка:

1 — маховик; 2 — крышка манжеты;           / — маховик;   2 — корпус  подшипника;

3 —манжета; 4 — шпиндель и его бурт       3 — крышка  задвижки;  4 — шпиндель:

осевой опоры; 5 —крышка задвижки;      5 — прокладка; 6 — поршень; 7 — щека

6— прокладка; 7 — клин; 8 — корпус;  корпуса; 8 — гайка плашек; 9 — втулка;
9 —кольцо                                                                     10 — плашка; 11 — корпус

Манифольды имеют запорные устройства 3, регулируемый штуцер 4, предохранительные клапаны 1, крестовины, трой­ники, вентили 2 для изменения давления и подсоединения при­боров и т. д.

Применяются три типа запорных устройств арматуры устья: клиновые задвижки (рис.33), прямоточные задвижки (рис.34) и краны (рис.35). Клиновая задвижка наиболее простая, но имеет существен­ные недостатки: в открытом положении клин 7 поднят выше проходного отверстия, и уплотняющие поверхности клина и кольца в корпусе практически омываются потоком смеси, по­ступающей из скважины.

Рис. 35. Кран

/ — корпус; 2 — конус; 3— крышка;

4 - регулирующий винт; 5 — манжеты;

6 — кулачковая муфта для проворота конуса шпинделем; 7 — шпиндель; 8 — рукоятка;

  9 — нажимной болт для подачи смазки;

10 — обратный клапан; 11 и 12 — ограничитель и пружина клапана                  

При этом происходят коррозия и эро­зия мест уплотнения. Открытая полость задвижки представляет собой местное сопротивление с расширением. Здесь образуются вихри и создаются условия для выпадения солей и механиче­ских примесей. В прямоточных задвижках в закрытом и открытом состоя­нии (в последнем состоянии отверстие устанавливается по оси канала корпуса) уплот­няющие поверхности за­крыты. Две половинки плашки 10 разжимаются пружинами и прижима­ются к корпусу. Канал не изменяет своего диамет­ра. Задвижка заполнена густым маслом, а полос­ти 7 — смазкой, которая поступает к местам уп­лотнения плашек под давлением среды, пере­даваемым через поршни 6. Кран обладает теми же достоинствами, что и прямоточная задвижка, но для его закрытия не требуется длительного вращения маховика.