Главная Обратная связь

Дисциплины:






Станок-качалка типа СКД



Станок-качалка – балансирный индивидуальный механический привод штангового скважинного насоса.

Его основными узлами является:


1. подвеска устьевого штока

2. балансир с опорой

3. стойка

4. шатун

5. кривошип

6. редуктор

7. ведомый шкиф

8. ремень

9. электродвигатель

10. ведущий шкиф

11. ограждение

12. поворотная плита

13. рама

14. противовес

15. треверс

16. тормоз

 

Цепные приводы

+ постоянная скорость движения штанг на преобразующей части хода, значение которой 1,6-1,7 раз меньше максимальной скорости штанг за цикл у балансирных станков-качалок

+ меньше зависимость полной массы и габаритов

+ редуцирующие свойства преобразующего механизма позволяют без каких либо дополнительных устройств обеспечить тихоходные режимы откачки в широком диапазоне изменения скорости

+ сокращение энергетических затрат на подъем продукции из скважин

+ повышение коэффициента использования мощности засчет обеспечения равномерной загрузки электродвигателя цепного привода

Применяется в основном в случаях:

· эксплуатации скважин с высокой вязкостью

· эксплуатация высокодебитных скважин ШГН

· механизированная эксплуатация глубоких скважин

В состав привода входят корпус преобразующего механизма 1, электродвигатель 2, редуктор 3, звездочки 4 и 5, цепь 6, каретка 7, уравновешивающий груз 8, тормоз 9, подвеска устьевого штока 10, канат 11, ременная передача 12, основание 13, станция управления 14.

Корпус представляет собой сварную конструкцию в которой перемещается уравновешивающий груз 8, соединенный с канатом 11 через ролики подвески устьевого штока 10. В корпусе размещен редуцирующий (преобразующий) механизм включающий ведущую и ведомую звездочки 4 и 5, цепь 6, каретку 7, установленную с возможностью возвратно-поступательного движения. Движение от электродвигателя 2 через ременную передачу 12, редуктор 3, ведущую звездочку 4 передается на цепь 6. В момент когда уравновешивающий груз 8 находится в нижнем положении, а подвеска устьевого штока в верхнем каретка находится в среднем положении. При вращении звездочек (против часовой стрелки) каретка перемещается вправо и одновременно вверх вместе с грузом при этом подвеска устьевого штока перемещается вниз.

При достижении кареткой горизонтальной оси нижней звездочки движение кареткивправо прекращается и она движентся только вверх.

При достижении кареткой и грузом горизонтальной оси верхней звездочки каретка начинает перемещаться влево, продолжая при этом движение вверх. Это движение продолжается до тех пор пока каретка не перейдет на противоположную сторону звездочки. При этом направлении движения устьевого штока меняется на противоположное тем самым обеспечивается возвратно-поступательное движение точки подвески штанг.



Цепные приводы лишены существенных недостатков балансирных станков-качалок:

− резкого роста габаритов

− металлоемкости приводов и крутящего момента на валу редуктора при увеличении длины хода точки подвеса штанг.

ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

 

Существенное отличие физических свойств газа от физических свойств нефти, выражается, главным образом, в его незначительной плотности, высокой упругости, значительно меньшей вязкости, определяет специфику разработки газовых и газоконденсатных месторождений, заключающуюся в том, что газ добывают, в основном, фонтанным способом. При этом сложная и протяженная система газоснабжения от залежи до потребления полностью герметична и представляет собой единое целое.

Газовые месторождения разделяют на чисто газовые месторождения и газоконденсатные. На газовых месторождениях из скважин поступает чистый газ (природный газ) вместе с небольшим количеством влаги и твердыми частицами механических примесей. Природный газ состоит в основном из легкого углеводорода — метана (94 ¸ 98 %), не конденсирующегося при изменении пластового давления. Чисто газовые месторождения встречаются редко. Примеры газовых месторождений: Заполярное, Уренгойское, Медвежье (в сеноманских отложениях).

В состав газоконденсантных месторождений входит не только легкий углеводород парафинового ряда — метан, но и более тяжелые, углеводороды при изменении пластового давления переходящие в жидкое состояние, образуя так называемый конденсат. Вместе с газом и конденсатом с забоя скважин поступает вода и твердые частицы механических примесей. На ряде отечественных (Оренбургское, Астраханское газоконденсатные месторождения) и зарубежных (Лакское во Франции) месторождений газы содержат достаточно большое количество сероводорода и углекислого газа (до 25 % по объему). Такие газы называются кислыми. На отдельных месторождениях вместе с газом из скважин поступает достаточно большое количество ценных инертных газов (в основном, гелия).

Основной метод добычи газа и газового конденсата — фонтанный, так как газ в продуктивном пласте обладает достаточно большой энергией, обеспечивающей его перемещение по капиллярным каналам пласта к забоям газовых скважин. Как и при фонтанном способе добычи нефти, газ поступает к устью скважины по колонне фонтанных труб.

Добычу газа ведут из одного пласта (однопластовые месторождения) и из двух и более пластов (многопластовые месторождения).

Оптимальный диаметр фонтанных труб определяют, исходя из двух критериев: максимального выноса с забоя скважин на поверхность твердых и жидких примесей газа и минимума потерь давления в трубах при заданном дебите газовой скважины. Вынос твердых частиц с забоя скважины с потоками газа обеспечивается в том случае, если скорость восходящего потока в скважине превысит критическую скорость, при которой твердые частицы еще будут находиться во взвешенном состоянии в потоке газа.

Оборудование устья и забоя газовых скважин, а также конструкция газовой скважины практически аналогичны нефтяным скважинам.

Эксплуатация газовых скважин связана с необходимостью обеспечения заданного дебита газа и газового конденсата. Это зависит во многом от состояния призабойной зоны скважины, степени ее обводненности, наличия в составе газа и конденсата агрессивных компонентов (сероводорода, углекислого газа) и других факторов, среди которых важное значение имеет число одновременно эксплуатируемых продуктивных пластов в одной скважине.

При значительных пескопроявлениях продуктивного пласта на забое скважины образуются малопроницаемые для газа песчаные пробки, существенно снижающие дебит скважин. Например, при равенстве проницаемостей пласта и песчаной пробки дебит скважин составляет всего 5 % дебита скважины газа незасоренной скважины.

Основные задачи, решаемые при эксплуатации газовых скважин с пескопроявлениями на забое: с одной стороны, предотвращение образования песчаных пробок за счет ограничения дебита скважин; с другой стороны, выбор такого дебита скважины, при котором обеспечивался бы вынос частиц песка, проникающих на забой, на поверхность, к устью скважины. Наконец, если снижение дебита скважины для предотвращения образования песчаных пробок окажется намного меньше потенциального дебита скважины, то необходимо решать вопрос о защите призабойной зоны скважины от попадания песка и образования песчаных пробок с сохранением высокого дебита скважины.

В последнем случае для защиты забоя скважины от попадания песка устанавливают различные фильтры: с круглыми отверстиями, щелевые и проволочные. Первые два вида фильтров представляют собой отрезки труб с круглыми отверстиями диаметром 1.5 – 2 мм или с продолговатыми отверстиями типа щелей. Проволочные фильтры — это обрезки труб с круглыми крупными отверстиями, обмотанные проволокой с малым шагом навивки.

Применяют также закрепление слабых пород призабойной зоны пласта для предотвращения их разрушения и засорения забоя скважины. Для этого в скважину закачивают водные суспензии различных смол (фенольно-формальдегидных, карбамидных и др.). При этом в пласте смола отделяется от воды и цементирует частицы песка, а вода заполняет капиллярные каналы и удаляется из них при освоении скважин. Для удаления песчаных пробок применяют также промывку скважин.

При эксплуатации газовых скважин в условиях обводнения призабойной зоны следует учитывать такие отрицательные последствия, как снижение дебита скважины, сильное обводнение газа, опасность образования большого объема кристаллогидратов и др. В связи с этим необходимо постоянное удаление воды из призабойной зоны скважины.

Применяют периодическое и непрерывное удаление влаги из скважины. К периодическим методам удаления влаги относят: остановку скважины (периодическую) для обратного поглощения жидкости пластом; продувку скважины в атмосферу или через сифонные трубки; вспенивание жидкости в скважине за счет введения в скважину пенообразующих веществ (пенообразователей). К непрерывным методам удаления влаги из скважины относят: эксплуатацию скважин при скоростях выходящего газа, обеспечивающих вынос воды с забоя; непрерывную продувку скважин через сифонные или фонтанные трубы; применение плунжерного лифта; откачку жидкости скважинными насосами; непрерывное вспенивание жидкости в скважине.

Выбор метода удаления влаги зависит от многих факторов. При малых дебитах газа из скважины достаточно применение одного из периодических методов удаления влаги, а при больших дебитах — одного из непрерывных методов. Широко применяется относительно недорогой и достаточно эффективный метод введения в скважину веществ — пенообразователей. В качестве пенообразователей используют поверхностно-активные вещества (ПАВ) — сильные пенообразователи — сульфанол, синтетические моющие порошки ("Кристалл", "Луч") и др. Вспененная жидкость имеет значительно меньшую плотность и легко выносится на поверхность с потоком газа.

При добыче кислых газов главное — защита обсадных и фонтанных труб и оборудования от агрессивного действия сероводорода и углекислого газа. Для защиты труб и оборудования от коррозии разработаны различные методы: ингибирование с помощью веществ — ингибиторов коррозии; применение для оборудования легированных коррозионно-стойких сталей и сплавов; применение коррозионно-стойких неметаллических и металлических покрытий, использование электрохимических методов защиты от коррозии: использование специальных технологических режимов эксплуатации оборудования,

Наибольшее применение в практике эксплуатации газовых скважин при добыче кислых газов для защиты от коррозии нашли ингибиторы, т.е. вещества, при введении которых в коррозионную среду скорость коррозии значительно снижается или коррозия полностью прекращается.

Схемы ввода ингибиторов:

· инжекция ингибиторов в межтрубное пространство;

· закачка ингибиторов непосредственно в пласт;

· введение ингибиторов в твердом состоянии.

Для изготовления подземного оборудования (пакеры, циркуляционные и предохранительные клапаны и др.) используют легированные коррозионно‑стойкие стали. В отдельных случаях для фонтанных и обсадных труб применяют алюминиевые сплавы — дюралюмины, хромистые нержавеющие стали.

При протекторной защите фонтанных и обсадных труб последние контактируют с пластинами из более электроотрицательных металлов (магния, цинка). В этом случае коррозионному разрушению подвергаются не стальные трубы, а более отрицательные металлы анода. Если для защиты труб и оборудования применяют катодную защиту, то от источника постоянного тока (катодной станции) на трубы или оборудование подают отрицательный потенциал, а на рядом расположенный отрезок трубы (анод) — положительный потенциал, что приводит к разрушению анода и к сохранению без разрушения катода, т.е. металла труб или оборудования.

При эксплуатации газовых скважин может быть осложнение — гидратообразование. Пары воды конденсируются и скапливаются в скважине и газопроводах. При определенных условиях каждая молекула углеводородного газа (метан, этан, пропан, бутан) способна связать 6 – 17 молекул воды, например: СН42О; С2Н8; 8Н2О; С3Н8; 17Н2О. Таким образом, образуются твердые кристаллические вещества, называемые кристаллогидратами. По внешнему виду гидраты напоминают снег или лед. Это устойчивые соединения, при нагревании или понижении давления, быстро разлагающиеся на газ и воду.

Образовавшиеся гидраты могут закупорить скважины, газопроводы, сепараторы, нарушить работу измерительных приборов и регулирующих средств.

Борьба с гидратами, как и с любыми отложениями, ведется, в направлениях их предупреждения и ликвидации. Следует всегда отдавать предпочтение методам предупреждения гидратообразования. Если безгидратный режим не возможен, то применяются ингибиторы гидратообразования: метиловый спирт СН3ОН (метанол), хлористый кальций, гликоли (этиленгликоль, ди- и триэтиленгликоль).

 

26. Установки для эксплуатации скважин глубинными насосами.

 

27. Устьевое оборудование глубинно-насосных скважин.

 

28. Методы освоения скважин.

Освоение скважины - комплекс технологических операций по вызову притока и обеспечению ее продуктивности, соответствующей локальным возможностям пласта. После проводки скважины, вскрытия пласта и перфорации обсадной колонны, которую иногда называют вторичным вскрытием пласта, призабойная зона и особенно поверхность вскрытого пласта бывают загрязнены тонкой глинистой взвесью или глинистой коркой. Кроме того, воздействие на породу ударных волн широкого диапазона частот при перфорации вызывает иногда необратимые физико-химические процессы в пограничных слоях тонкодисперсной пористой среды, размеры пор которой соизмеримы с размерами этих пограничных слоев с аномальными свойствами. В результате образуется зона с пониженной проницаемостью или с полным ее отсутствием.

Цель освоения - восстановление естественной проницаемости коллектора на всем протяжении вплоть до обнаженной поверхности пласта перфорационных каналов и получения продукции скважины, соответствующей ее потенциальным возможностям. Все операции по вызову притока и освоению скважины сводятся к созданию на ее забое депрессии, т.е. давления ниже пластового. Причем в устойчивых коллекторах эта депрессия должна быть достаточно большой и достигаться быстро, в рыхлых коллекторах, наоборот, небольшой и плавной.

Приток жидкости в скважины происходит под действием разницы между пластовым давлением и давлением на забое скважины.

Для вызова притока необходимо выполнение условия Рпл > Рзаб, т.е. создание депрессии давления на пласт: ΔР = Рпл - Рзаб, (1)

где Рпл - пластовое давление;

Рзаб - забойное давление.

Так как забойное давление можно представить как гидростатическое давление столба жидкости в скважине, то условие вызова притока можно записать: , (2)

где g - ускорение свободного падения;

h - высота столба жидкости в скважине;

ρ - плотность жидкости в скважине.

Следовательно, для удовлетворения этого условия с целью вызова притока необходимо уменьшить либо высоту столба жидкости в скважине, либо плотность, поскольку пластовое давление остается неизменным в процессе освоения данной скважины.

Различают методы освоения пластов с высоким начальным давлением, когда ожидаются фонтанные проявления, и с малым давлением (на разработанных площадях), когда угрозы открытого фонтанирования нет и предполагается механизированный способ эксплуатации. В практике нефтедобычи известно много случаев открытого нерегулируемого фонтанирования скважин с длительными пожарами в результате нарушения технологии вскрытия пласта и освоения скважины. Такие явления не только выводят из строя саму скважину, но и приводят к истощению самого месторождения.

Можно выделить шесть основных способов вызова притока: тартание, поршневание, замена скважинной жидкости на более легкую, компрессорный метод, прокачка газожидкостной смеси, откачка глубинными насосами.

Перед освоением на устье скважины устанавливается арматура или ее часть в соответствии с применяемым методом и предлагаемым способом эксплуатации скважины. В любом случае на фланце обсадной колонны должна быть установлена задвижка высокого давления для перекрытия при необходимости ствола скважины





sdamzavas.net - 2020 год. Все права принадлежат их авторам! В случае нарушение авторского права, обращайтесь по форме обратной связи...