Материал: Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов. Оборудование для эксплуатации и ремонта нефтяных и газовых скважин

Продолжительность прогрева 5–7 сут при максимальной температуре на забое 82–180 °С позволяет прогреть призабойную зону в радиусе 0,8–1,35 м.

Применяются в основном электронагреватели и иногда огневые подогреватели.

Оборудование для электропрогрева призабойной зоны пласта. Электропрогрев применяется наиболее часто для очистки призабойной зоны пласта от отложений смол и парафинов. Электроподогрев можно использовать также у приема скважинного насоса для снижения вязкости откачиваемой жидкости. В первом случае периодические прогревы призабойной зоны сменяются процессом отбора жидкости из пласта. Расплавленные при прогреве парафиносмолистые вещества выносятся при отборе жидкости. Это улучшает проницаемость призабойной зоны. Во втором случае электронагреватель работает постоянно при работе насоса.

Рис. 8.21. Схема скважинного электронагревателя:

1 – кабель-трос; 2 – ловильная головка; 3 – сальниковый фланец; 4 – клеммная головка; 5 – трубчатые электронагреватели (ТЭН); 6 – кожух; 7 – муфта для установки приборов

151

Установка для электропрогрева призабойной зоны состоит из скважинного нагревателя, кабеля-троса, подводящего энергию к нагревателю, на котором подвешен нагреватель в скважине, и поверхностного оборудования.

Скважинный трехфазный нагреватель (рис. 8.21) составлен из трех трубчатых электронагревателей (ТЭН) U-образной формы. ТЭНы заключены в перфорированный корпус. Их верхняя часть находится в изолированной герметичной головке. В этой части к нагревателям подсоединяется кабель. Сами ТЭНы имеют спираль из проволоки высокого сопротивления (константана или нихрома), заключенную в стальную трубку диаметром 17 мм и изолированную от нее спрессованной окисью магния. Окись магния не только хороший изолятор, но и хороший теплопроводящий материал. Применяются ТЭНы мощностью от 3,5 до 8,33 кВт.

Нагреватели имеют мощность от 10 до 25 кВт. Наружный диаметр нагревателей – 112 и 76 мм. Масса нагревателя диаметром 112 мм составляет 60 кг, а длина – 3700 мм. Температура жидкости у нагревателя доходит до 100–200 °С. В нижней части нагревателя имеется резьба для подсоединения приборов. В частности, можно подвесить карман для термометра.

Кабель-трос имеет три жилы для подвода тока к нагревателю и три сигнальные жилы для подключения приборов. Изоляция кабеля теплостойкая, из фторопласта. Снаружи на кабель-трос навиты два слоя грузонесущей проволоки. Навивка каждого слоя проволоки осуществлена в разном направлении так, чтобы кабель не закручивался при приложении нагрузки к его оплетке.

Поверхностное оборудование размещено на автомашине и на прицепе.

На автомашине располагается лебедка для спуска нагревателя в скважину. Лебедка рассчитана на спуск до 1500 м кабель-троса диаметром 17 мм. На этой же автомашине подвозят к скважине мачту с ручным приводом талевой системы для монтажа нагревателя в скважину в начале его спуска.

На прицепе располагаются автотрансформатор и станция управления. Автотрансформатор необходим для компенсации снижения напряжения в кабеле и подвода к нагревателю рабочего напряжения (380 В). Станция управления служит для пуска и отключения нагревателя, для предохранения установки от аварийных режимов и регистрации силы тока и напряжения [7, 15].

8.12. Оборудование для поджога пласта

Для добычи нефти с применением внутрипластового горения необходимо первоначально в призабойной зоне зажигательной скважины создать условия для возникновения и образования устойчивого фронта горения. Для этого используют забойные нагреватели следующих типов: топливные горелки, электрические нагреватели, химические реагенты.

После образования фронта горения в пласт подают окислитель – воздух, обогащенный кислородом, или же кислород, необходимый для поддержания процесса горения.

Конструкции глубинных горелок предусматривают использование жидкого или газообразного топлива. Спускаются они на забой с помощью труб или троса. Глубинные газовые горелки подразделяются на инжекционные, в которых топливо и окислитель подаются к горелке каждый по своему каналу, смесительные, в которых горючая смесь поступает в горелку в подготовленном виде по одному каналу, и беспламенные, в которых горючая смесь подается в готовом виде по одному каналу и сжигается в керамических насадках специальной конструкции.

Газовоздушный огневой нагреватель состоит из газозаборной камеры с соплом, эжектора и перфорированной трубы, на верхнем конце которой смонтировано зажигающее устройство. Нагреватель опускается в колонну НКТ на канате. Газ подается к нагревателю по колонне НКТ и попадает в него через отверстия

152

газозаборной камеры. Воздух поступает по кольцевому пространству между НКТ и эксплуатационной колонной. Из сопла газ поступает в эжектор, где смешивается с воздухом. Газовоздушная смесь проходит через перфорированный хвостовик и поджигается с помощью специального устройства. Часть потока воздуха – окислитель – направляется вдоль хвостовика горелки, где обеспечивает полное сгорание топлива.

Нагреватель подобной конструкции позволяет повысить температуру на забое скважины до 260 °С в течение суток.

Глубинные нагреватели, эксплуатирующиеся на жидком топливе, обычно конструируются в расчете на сжигание нефти, мазута, дизельного топлива и т.д. Особенностью конструкций этих нагревателей (рис. 8.22) является то, что при использовании одного ряда труб смесь топлива и воздуха при определенном давлении подается по одному каналу. После поступления в нагреватель топливо и воздух разделяются в сепараторе, а уже потом направляются в камеру сгорания. Продукты сгорания отводятся вверх по кольцевому пространству между колонной НКТ и эксплуатационной колонной.

Рис. 8.22. Глубинный огневой нагреватель:

1 – устьевое оборудование; 2 – колонна НКТ; 3 – запальное устройство; 4 – конусное гнездо; 5 – камера сгорания; 6 – кожух; 7 – эксплуатационная колонна;

8 – замковая опора; 9 – фильтр

Наиболее часто для поджога пласта применяются глубинные электрические нагреватели. Их спускают в скважину на кабель-троссе, питание осуществляют от общей промысловой сети или специальных дизель-генераторов.

В нагревателях используются спиральные U-образные тепловыделяющие элементы.

Тепловая мощность электронагревателя на забое определяется по формуле

153

где W – мощность, подводимая к кабелю на поверхности; ηэ – коэффициент полезного действия.

Для однофазного нагревателя

где Rк – сопротивление жилы кабеля; I – действующий ток; U – напряжение сети.

Рис. 8.23. Обустройство устья зажигательной скважины для работы электронагревателя: 1 – компрессорная; 2 – воздушный затвор; 3 – направляющий блок; 4 – сальник;

5 – лубрикатор; 6 – электрокабель-трос; 7 – станция управления; 8 – источник электропитания

Тепловая мощность глубинных нагревателей зависит от используемой энергии: у электрических она минимальна – (30 – 40)·103 кДж/ч, у нагревателей на жидком топливе – (200 – 800)·103 кДж/ч, на газообразном топливе – до 3000·103 кДж/ч. Поэтому при выборе типа нагревателя необходимо принимать во внимание толщину пластов, физико-химические свойства нефти. Так, например, для поджога мощных пластов, содержащих нефть с высокой температурой воспламенения, целесообразно использовать огневые нагреватели.

Для поджога пласта возникает необходимость в монтаже на устье скважины соответствующего оборудования. При использовании огневых нагревателей (например, на газовоздушном топливе) на устье устанавливают арматуру со штуцером на колонне НКТ для подачи газа, арматуру со штуцером на обсадной колонне для нагнетания воздуха, лебедку с канатом для спуска нагревателя и кабель для работы

154

электрозапальника, источники питания электрозапальника, контрольно-измерительные приборы.

При использовании электронагревателей на устье устанавливаются лубрикатор высокого давления, сальник, контрольно-измерительные приборы (рис. 8.23). Поджог и внутрипластовое горение не требует реконструкции устьев скважин [7].

9.ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ СБОРА НЕФТИ И ГАЗА

ИПОДГОТОВКИ К ТРАНСПОРТИРОВКЕ

Последним этапом большого объема работ, связанных с добычей нефти, является сбор пластовой жидкости с отдельных скважин, внутрипромысловая транспортировка и первичная обработка.

Поднятая из скважин пластовая жидкость содержит в себе воду, газ, механические примеси и нефть, помимо этого различные агрессивные компоненты.

Для отделения посторонних и вредных примесей от товарной нефти предназначен большой комплекс устройств. Все они располагаются на территории промысла и обеспечивают доведение качества нефти до уровня, позволяющего транспортировать ее по магистральным трубопроводам, цистернами, танкерами на нефтеперерабатывающие заводы.

Организация сбора нефти, газа и воды является одним из неотъемлемых компонентов проекта промыслового обустройства. Система сбора включает в себя комплекс трубопроводов для транспортирования продукции скважин к технологическим установкам подготовки нефти, газа и воды.

Факторы, определяющие выбор типа системы сбора. Выбор системы сбора нефти, газа и воды обусловлен особенностями технологической схемы разработки. Его определяет необходимость:

–точного автоматического замера нефти, газа и воды по каждой скважине;

–герметизированного сбора нефти, газа и воды и их движения от скважин до магистрального трубопровода;

–изготовление основных узлов системы сбора индустриальным методом;

–обеспечение высоких экономических показателей по капитальным и эксплуатационным затратам;

–минимальной металлоемкости оборудования.

На основе этих требований, исходя из технологической схемы разработки, используются следующие исходные данные: предполагаемые объемы добычи газа и воды по годам до конца разработки нефтяного месторождения; устьевые давления скважин и перспектива их изменения; структурная карта месторождения с контурами нефте- и газоносности с расположением скважин; размещение эксплуатационных и нагнетательных скважин с учетом перспективы изменения их числа; состав пластовой жидкости; климатические и метеорологические условия района нефтяного или газового месторождения; расположение автомобильных, железных дорог; наличие источников воды, линий электропередачи и т.п.; топографическая карта местности, на которой расположен промысел.

Основные системы сбора продукции скважин. В настоящее время известно большое число систем сбора нефти, газа и воды, которые использовались и продолжают эксплуатироваться. Различие в схемах этих систем обусловлено: уровнем техники в момент создания проекта и его внедрения; особенностями проекта разработки и обустройства месторождения; реальными возможностями промышленности, обеспечивающей изготовление и поставку оборудования.

К основным характеристикам системы сбора относятся давление, действующее в ней, и способ транспортирования продукции. По давлению различаются самотечные и высоконапорные системы. По способу транспортирования продукции – раздельная или совместная.

155

Самотечные системы сбора нефти предусматривают расположение устройств для замера и сепарации нефти в непосредственной близости от скважин, от которых нефть и вода за счет разности геодезических отметок самотеком поступают на сборный пункт. Сборный пункт обслуживает несколько скважин, и от него вода и нефть насосами перекачиваются к установкам подготовки нефти. Если газ и нефть с водой транспортируются по отдельным трубопроводам, то подобный способ называется раздельным. В самотечных системах сбора обычно используется раздельная (или двухтрубная) система сбора.

Ввысоконапорных системах продукция скважин может транспортироваться на значительные расстояния под устьевым давлением порядка 6 МПа. При этом на сборные пункты поступает пластовая жидкость от большого числа скважин.

Вподобных системах после предварительной обработки продукции скважин и отделения газа она поступает под собственным давлением на установку подготовки нефти.

Высоконапорные однотрубные системы сбора позволяют:

–полностью устранить потери легких фракций нефти, доходящие до 3 % в негерметизированных системах;

–снизить металлоемкость системы сбора;

–сократить эксплуатационные расходы на обслуживание системы;

–автоматизировать основные операции подготовки и контроля качества пластовой жидкости;

–упростить в ряде случаев систему сбора за счет исключения ряда насосных станций в тех случаях, когда продукцию скважин можно транспортировать за счет устьевого давления;

–упростить очистку трубопроводов от парафина и отложения солей.

Вместе с тем эти системы имеют ряд недостатков, основными из которых являются:

–снижение точности замеров дебитов отдельных скважин автоматами по сравнению с мерниками;

–сокращение периода фонтанирования скважин из-за увеличения буферного давления;

–необходимость увеличения подачи газа в скважины, эксплуатируемые компрессорным способом;

–увеличение нагрузки на элементы насосного оборудования, обусловленное увеличением устьевых давлений [7].

9.1. Самотечная система сбора продукции скважин

Самотечная (или двухтрубная) система сбора продукции скважин использовалась на старых месторождениях. На вновь обустраиваемых месторождениях система не строится, но в ряде мест применяется и в настоящее время, поскольку основная часть оборудования, обеспечивающего ее функционирование, работоспособна.

Эта система предусматривает раздельный сбор нефти и газа. Продукция скважин, обслуживаемых данной системой, может измеряться с помощью индивидуальных замерно-сепарационных установок (ИЗУ) либо групповых замерно-сепарационных установок (ГЗУ).

Схема самотечной системы (рис. 9.1) включает в себя выкидные линии, соединяющие устья скважин 1, эксплуатируемых насосным способом или фонтаном, с распределительной батареей, от которых продукция скважин поступает к ГЗУ 10. Продукция скважин может поступать также и к индивидуальным замерносепарационным установкам 2. В ГЗУ и ИЗУ пластовая жидкость отделяется от газа. От замерно-сепарационных установок жидкость по трубопроводам 4 поступает на сборные пункты, оборудованные резервуарным парком 6. Резервуары 6 не герметизированы. Из

156