Насосная установка для откачки газа из затрубного пространства нефтяной скважины. Установка для выкачивания нефти


Насосная установка для откачки газа из затрубного пространства нефтяной скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для отбора газа из затрубного пространства нефтяной скважины и закачки его в выкидной коллектор. Технический результат - повышение надежности и эффективности работы насоса перекачки жидкости в емкости для вытеснения из них газа в напорную линию. Насосная установка включает две емкости с подводящими к ним газовыми линиями, соединенными с затрубным пространством скважины, и отводящими газовыми линиями, соединенными с выкидным коллектором скважины. Всасывающие и нагнетательные клапаны установлены соответственно на подводящих и отводящих газовых линиях. Имеются также насос для перекачки рабочей жидкости и линии для входа и выхода жидкости в нижних частях обеих емкостей. Каждая из линий сообщена с приемной и напорной сторонами перекачивающего насоса. Между насосом и емкостями расположен переключатель потоков жидкости, В каждой из емкостей размещены гибкие растягивающиеся мембраны. Они герметично разделяют емкости на две равные части. Пространство каждой емкости над мембраной заполнено жидкостью объемом, равным объему мертвого пространства над мембраной в газовой линии между верхней точкой емкости и клапанами для входа и выхода откачиваемого газа в цикле его вытеснения из емкости. 1 ил.

 

Предлагаемая установка относится к нефтяной промышленности и может быть использована для отбора газа из затрубного пространства нефтяной скважины и закачки его в выкидной коллектор скважины.

Накопление сепарированного на приеме скважинного насоса газа в затрубном пространстве приводит к отжиму динамического уровня жидкости в скважине вплоть до приема насоса, снижению притока нефти к забою за счет уменьшения депрессии на пласт, а в конечном итоге - к срыву подачи насоса.

Известны способы и устройства для реализации принудительной откачки газа из затрубного пространства скважины в выкидной коллектор.

Для отбора газа из затрубного пространства двух и более скважин известен подвесной компрессор с приводом от балансира станка-качалки, всасывающий патрубок которого соединен общим коллектором с затрубным пространством этих скважин, причем, по крайней мере, одна из скважин соединена с общим коллектором и выкидным газопроводом компрессора через регуляторы давления (патент РФ №2102584, МПК E21B 43/00, заявл. 22.12.1995, опубл. 20.01.1998).

Таким образом, в такте всасывания поршневого компрессора происходит поступление газа в полость цилиндра из затрубного пространства всех подключенных скважин, а нагнетание газа из цилиндра компрессора поршнем производится в выкидной коллектор любой из этой группы скважин.

Недостаток такой системы состоит в невозможности отбора газа из скважины с меньшим давлением газа в затрубном пространстве. В случае установки регулятора давления количество газа, отбираемого из скважины с большим давлением в затрубном пространстве, значительно сократится.

Известна установка штангового нефтяного насоса (патент РФ №49923 на полезную модель, заявл. 11.07.2005, опубл. 10.12.2005, БИ №34), включающая дополнительный цилиндр с проточным плунжером, по обе стороны которого в основаниях муфт выполнены обратные клапаны со сферическими запорными элементами, позволяющими перепускать газ из затрубного пространства в колонну насосно-компрессорных труб. На манифольдной линии скважины устанавливается обратный клапан. При ходе штанговой колонны и проточного плунжера вверх его клапан закрывается и в подплунжерной зоне образуется некоторое снижение давления, благодаря которому в эту зону вместе с откачиваемой нефтью будет поступать газ из затрубного пространства через нижнюю муфту. При ходе плунжера вниз в надплунжерной зоне частично снизится давление и в эту зону при открытом клапане дополнительного плунжера будут поступать нефть из подплунжерной зоны и газ из затрубного пространства.

Установка обладает недостатком, который заключается в возникновении значительных гидравлических сопротивлений в момент хода колонны штанг вниз при добыче нефти повышенной вязкости. Верхние отверстия в проточном плунжере для жидкости при соединении со штангой будут иметь недостаточные сечения для перетока вязкой среды и существенно увеличивать сопротивления движению штанг вниз. В итоге может произойти так называемое «зависание» колонны штанг и установка потеряет работоспособность.

Известна установка для добычи нефти (патент РФ №2122105, МПК E21B 43/00, заявл. 21.01.1997, опубл. 20.11.1998), в которой часть подвесного компрессора, ограниченная стенками цилиндра и тыльной стороной поршня, герметично соединена с затрубным пространством этой же или другой скважины. При этом достигается использование обеих сторон поршня для нагнетания газа попеременным заполнением цилиндра с обеих сторон поршня газом из затрубного пространства двух скважин.

Аналог обладает недостатком, состоящим в прекращении подачи компрессора в случае износа поршневой пары.

Давление газа в затрубном пространстве эксплуатируемых скважин будет различным. Это приведет к тому, что через образовавшийся в результате износа зазор будет поступать газ из области высокого давления в область низкого давления. Откачка газа из обеих скважин в конечном итоге станет невозможной.

Известен насос для перекачивания газожидкостной смеси (А.с. СССР, №1590687. Заявл. 04.10.88. Опубл. 07.09.90. БИ №33), включающий две емкости для попеременного перекачивания из них рабочей жидкости насосом и создания таким образом «жидкого» поршня в них. При снижении уровня «жидкого» поршня в одной из емкостей происходит всасывание в освободившийся объем газожидкостной смеси. В этот же период рабочая жидкость заполняет другую емкость и вытесняет собой ранее заполнившую газожидкостную смесь в выкидной коллектор. По достижении определенного уровня рабочей жидкости в емкости происходит переключение потоков и перекачка рабочей жидкости в другую емкость, из которой начинается цикл вытеснения газожидкостной смеси в выкидной коллектор. Сам перекачивающий насос работает, т.о., в непрерывном режиме, постоянно перекачивая жидкость, не содержащую газовую фазу. Недостатком устройства является отсутствие автоматизации переключения насоса с одной емкости на другую и контроля за уровнями жидкостей в емкостях, что может привести к нарушению цикличности работы всей системы.

Наиболее близкой к предложенному решению является установка для водогазового воздействия на нефтяной пласт (патент RU №2500883 С2. Заявл. 22.08.2011. Опубл. 10.12.2013), содержащая центробежный насос для перекачки рабочей жидкости без газа, приемные линии для газа и жидкости, две емкости со всасывающими и нагнетательными клапанами, линии отбора и нагнетания жидкости, сообщенные с выкидом и приемом насоса. На входной линии для воды параллельно размещен дополнительный насос, сообщенный с рабочим соплом жидкостно-газового эжектора, приемная камера которого соединена с газовой линией, а выкид - с верхними частями емкостей. Кроме того, на входе эжектора расположены регулирующий клапан и дроссель, причем запорный орган регулирующего клапана гидравлически сообщен с выкидом эжектора и входом в дроссель.

После того, как уровень воды в одной из емкостей снизится до минимальной величины датчик уровня передает сигнал на переключение подачи жидкости в обратном направлении. Переключение потоков производится с помощью управляемых трехходовых кранов.

Аналог, выбранный в качестве прототипа, обладает недостатком, состоящим в снижении надежности работы насоса из-за присутствия в воде твердых взвешенных частиц (ТВЧ) и частично нефти. В подтоварной воде, относящейся к агрессивным средам, используемой в качестве рабочей жидкости и перекачиваемой центробежным насосом, может содержаться до 300 мг/л и более ТВЧ, которые вызывают повышенный износ и коррозию рабочих колес насосов. В результате износа ухудшается напорная характеристика насоса, и в конечном итоге происходит выход его из строя.

Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение надежности и эффективности работы насоса перекачки жидкости в емкости для вытеснения из них газа в выкидной коллектор.

Новизна технического решения состоит в том, что в известной установке, включающей две емкости с подводящими к ним газовыми линиями, соединенными с затрубным пространством скважины, и отводящими газовыми линиями, соединенными с выкидным коллектором скважины, всасывающие и нагнетательные клапаны, установленные соответственно на подводящих и отводящих газовых линиях, насос для перекачки рабочей жидкости, линии для входа и выхода жидкости в нижних частях обеих емкостей, каждая из которых сообщена с приемной и напорной сторонами перекачивающего насоса, переключатель потоков жидкости, расположенный на этих линиях между насосом и емкостями, отличающаяся тем, что в каждой из емкостей размещены гибкие растягивающиеся мембраны, герметично разделяющие емкости на две равные части, а пространство каждой емкости над мембраной заполнено жидкостью, объемом, равным объему мертвого пространства над мембраной в газовой линии между верхней точкой емкости и клапанами для входа и выходы откачиваемого газа в цикле его вытеснения из емкости.

На чертеже показана принципиальная схема насосной установки. Она состоит из двух вертикальных емкостей 1 и 2, верхние части которых соединены соответственно с приемными 3 и 4, а также нагнетательными 5 и 6 клапанами. Приемные клапаны 3 и 4 соединены параллельно с газовой линией 7, которая через задвижку 8 соединена с затрубным пространством 9 скважины 10. Нагнетательные клапаны 5 и 6 также параллельно соединены с газовой линией 11 и далее с выкидным коллектором 12 скважины, который через задвижку 13 соединен с колонной насосно-компрессорных труб 14, спущенной в скважину 10.

Нижние части емкостей 1 и 2 трубопроводами соответственно 15 и 16 сообщены с электромагнитным гидрораспределителем 17 (показан условно). Гидрораспределитель 17 трубопроводами 18 и 19 соединен соответственно со всасывающей и напорной сторонами насоса 20. На всасывающей линии 18 насоса 20 установлен фильтр 21 очистки рабочей жидкости от механических примесей. На напорной линии 22 насоса 20 установлен манометр 23 и датчик давления 24, а также предохранительный клапан 25. На линии 26, соединенной с линией 18, установлен обратный клапан 27, после которого линия 26 соединяется с питающей емкостью 28, заполненной рабочей жидкостью под атмосферным давлением. В эту же емкость входит напорная линия 22 насоса 20 после предохранительного клапана 25. Внутри емкостей 1 и 2 размещены гибкие растягивающиеся мембраны 29 и 30, герметично разобщающие верхние и нижние половины емкостей 1 и 2.

Полости в емкостях 1 и 2 под мембранами 29 и 30 полностью заполнены рабочей жидкостью, а полости над мембранами заполнены этой жидкостью небольших объемов 31 и 32.

В качестве рабочей жидкости может быть использовано, к примеру, техническое масло с низкой температурой замерзания.

Работа насосной установки состоит в следующем.

Обвязка емкостей 1 и 2 с насосом 20 через электромагнитный гидрораспределитель 17 позволяет откачивать рабочую жидкость из подмембранной полости емкости 1 в подмембранную полость емкости 2 и после полного заполнения последней переключатель поток срабатывает на обратную откачку жидкости из емкости 2 в емкость 1. На чертеже представлен случай откачки жидкости из емкости 1 в емкость 2. В этом цикле жидкость по линии 15 из полости емкости под мембранной 29 поступает в гидрораспределитель 17, линию 18 и далее через фильтр 21 на прием насоса 20. Насос 20 нагнетает поступившую жидкость по линии 19 в гидрораспределитель 17 и далее по линии 19 в полость емкости 2 под мембранной 30. В период перекачки жидкости из емкости 1 в емкость 2 в освобождающуюся полость емкости 1 над мембранной 29 под давлением из затрубного пространства будет поступать газ через открытую задвижку 8, газовую линию 7 и обратный клапан 3. В то же время из полости емкости 2 над мембраной вошедший в предыдущем цикле газ будет вытесняться в выкидной коллектор 12 скважины 10 через обратный клапан 6 и газовую линию 11. В момент достижения полного заполнения емкости 2 рабочей жидкостью гибкая растягивающаяся мембрана 30 примет форму верхней половины емкости 2 и перекроет доступ к дальнейшему поступлению жидкости в емкость 2. В этот момент в напорных линиях 19 и 22 резко возрастет давление рабочей жидкости и датчик давления 24 подаст сигнал в шкаф управления (на рис. не показан) на переключение электромагнитного гидропереключателя на обратную откачку рабочей жидкости из емкости 2 в емкость 1. Переключение потока рабочей жидкости на обратное направление производится за счет подачи электрического сигнала на один из электромагнитов гидрораспределителя 17.

Во избежание разрывов арматуры, емкости трубопроводов 16, 19 или 22 при возможном кратковременном росте давления в напорной линии насоса 20 выше допустимой величины на линии 22 срабатывает предохранительный клапан 25, сбрасывая через себя небольшую порцию рабочей жидкости в питающую емкость 28.

После переключения рабочая жидкость из полости под мембраной 30 емкости 2 будет по линии 16 поступать в гидрораспределитель 17 и далее по линии 18 поступать в насос 20, который будет нагнетать рабочую жидкость через линию 19, гидрораспределитель 17 и линию 15 в полость емкости 1 под мембраной 29.

Одновременно, по мере откачки из емкости 2 рабочей жидкости в нее по газовой линии 7 и через всасывающий клапан 4 будет поступать газ из затрубного пространства 9 скважины 10. В этом же цикле газ из полости емкости 1 над мембранной 29 будет вытесняться в выкидной коллектор 12 скважины через обратный клапан 5 и газовую линию 11.

В обоих циклах закачки рабочая жидкость заполняет емкость 1 и 2 до верхних точек их сферических поверхностей. Короткие вертикальные участки газопроводов над емкостями 1 и 2, а также участки между клапанами 3 и 5 и клапанами 4 и 6 остаются заполненными газом. Эти небольшие объемы, заполненные газом, образуют так называемые мертвые пространства, которые снижают давления нагнетания газа (степень сжатия) в полостях над мембранами 29 и 30, в циклах нагнетания из них газа. Заполнение полостей над мембранами 29 и 30 небольшими объемами 31 и 32 рабочей жидкости позволяет заполнить мертвые пространства жидкостью и увеличить давления нагнетания газа насосной установки.

В работе насосной установки возможны утечки рабочей жидкости в насосе 20. Это приведет к дефициту поступления рабочей жидкости на прием насоса, т.е. полное заполнение любой из емкостей 1 или 2 может быть не достигнуто. В этом случае давление на приеме насоса 20 снизится до значения ниже атмосферного. Поэтому на прием насоса 20 будет дополнительно поступать в необходимом количестве рабочая жидкость из питающей емкости 28 через обратный клапан 27. Таким образом, перекачка рабочей жидкость насосом 20 происходит в замкнутой системе без контакта с газовой фазой продукции скважины или с добываемой нефтью, что предупреждает попадание механических примесей на прием насоса.

Для обеспечения нормальной работы насосной установки напор, создаваемый насосом 20, должен превышать давление жидкости в выкидном коллекторе 12. Производительность насоса 20 выбирается исходя из необходимых объемов откачки газа из затрубного пространства скважины.

Технико-экономическими преимуществами насосной установки являются обеспечение высокой надежности работы насоса благодаря отсутствию механических примесей в перекачиваемой рабочей жидкости, а также возможность повышения давления нагнетания газа благодаря заполнению мертвого пространства емкостей жидкостью.

Насосная установка для откачки газа из затрубного пространства нефтяной скважины, включающая две емкости с подводящими к ним газовыми линиями, соединенными с затрубным пространством скважины, и отводящими газовыми линиями, соединенными с выкидным коллектором скважины, всасывающие и нагнетательные клапаны, установленные соответственно на подводящих и отводящих газовых линиях, насос для перекачки рабочей жидкости, линии для входа и выхода жидкости в нижних частях обеих емкостей, каждая из которых сообщена с приемной и напорной сторонами перекачивающего насоса, переключатель потоков жидкости, расположенный на этих линиях между насосом и емкостями, отличающаяся тем, что в каждой из емкостей размещены гибкие растягивающиеся мембраны, герметично разделяющие емкости на две равные части, а пространство каждой емкости над мембраной заполнено жидкостью объемом, равным объему мертвого пространства над мембраной в газовой линии между верхней точкой емкости и клапанами для входа и выхода откачиваемого газа в цикле его вытеснения из емкости.

www.findpatent.ru

Установка от FMC Technologies для выкачивания нефти и газа

FMC Technologies, американский поставщик подводных систем для нефтяной и газовой промышленности, подписал соглашение с австралийской компанией Woodside на проектирование, изготовление и поставку подводных систем для производства оффшорных проектов в Австралии. И доставит из FMC оборудование для развития Greater Western Flank Phase 2 (GWF-2) Project, как часть North West Shelf (NWS) Project в Западной Австралии.

Контракт оценивается примерно в $200 млн. для FMC Technologies и включает в себя: производство подводных разветвителей, устья скважин, коллекторов, подводных и надводных элементов управления, а так же выкидного трубопровода системы связи. Поставку планируют начать в 2016 году и продлятся они до 2018.

3456789

Tore Halvorsen, старший вице-президент, Subsea Technologies в FMC сказал “деловые отношения между FMC Technologies и Woodside на Северо-Западном шельфе проекта, подписаны на 20 лет. Данная разработка поможет в своевременной и эффективной коммерциализации проекта запасов газа.”

The GWF-2 проект — это четвертый крупный газо-развитый NWS Project за последние семь лет. Предполагается добыть 2 трлн. кубических футов неочищенного газа из его сводного шестого месторождения с использованием подводной инфраструктуры в 35 километров от 16-дюймового трубопровода подключенному к существующей Goodwyn A платформе. GWF-2 Project, как ожидается, начнет производство в 2019 году.

ПОДЕЛИТЕСЬ НОВОСТЬЮ:

Другие новости:

Прогноз цен на Биткоин весной 2018 года Месяц назад Биткоин опускался до 6000$, а что ждать от него весной? Сейчас мы рассмотрим несколько ... Где лучше купить BTC на рубли в Москве? Где купить Bitcoin за наличные в Москве? Для жителей столицы существует несколько возможностей такого обмена. Например, можно ... Украина: банкам разрешили блокировать кредитные карты людей Украинские банки ввели новые правила для владельцев платежных карт. По какой причине их теперь блокируют, и ... Компания Yahoo занялась заменой старой продукции на новую Нью Дели: компания Yahoo заявила, что она будет закрывать некоторые свои продукты. В список вошли: игры ...

vse.news

Классификация и состав машин, оборудования, сооружений и инструмента для добычи нефти и газа

Все машины, оборудование, механизмы, сооружения, средства механизации и инструмент всех назначений можно классифицировать, разделяя их на восемь главных групп, каждая из которых состоит из нескольких подгрупп, к которым и относятся конкретные технические средства данной группы.

I группа. Оборудование эксплуатационной скважины обеспечивает нормальное функционирование важнейшего из промысловых сооружений – эксплуатационной скважины, являющейся каналом, связывающим продуктивный пласт с дневной поверхностью. Надежность и эффективность оборудования этой группы полностью предопределяют надежность работы скважины. Оборудование этой группы включает:

1. Обсадные колонны труб, образующие ствол скважины и обеспечивающие его надежность.

2. Колонные головки, которые соединяют на устье скважины обсадные колонны в один узел, одновременно служат пьедесталом для спущенных в скважину средств ее эксплуатации.

3. Фильтры, которыми оснащают скважину в зоне продуктивного пласта для фильтрации пластовой жидкости или газа.

4. Клапаны-отсекатели пласта устанавливаются над фильтром для предупреждения открытого фонтанирования скважины. Клапанами-отсекателями пласта оснащаются фонтанирующие скважины.

5. Пакеры устанавливаются в скважине для ее разделения на участки и их герметизации.

6. Прискважинные сооружения, представляющие собой площадку в зоне устья скважины для ее обслуживания и ремонта.

II группа. Оборудование для эксплуатации скважин предназначено для подъема из скважины пластовой жидкости или газа. Часть оборудования спускается в скважину и является в этом случае «подъемником» (лифтом), а часть монтируется в зоне устья. В других случаях оборудование применяется для нагнетания в пласт жидкости или газа и оборудование называется нагнетательным. Группа состоит из следующих подгрупп.

1. Оборудование для фонтанных скважин. Это оборудование предназначено для эксплуатации только фонтанирующих нефтяных, газовых или газоконденсатных скважин. Оборудование состоит из подъемника (лифта), фонтанной арматуры и манифольда, позволяющих поднимать по скважине на поверхность продукцию, обеспечивать контроль и регулирование фонтанирования и поддерживать оптимальный режим работы скважины.

2. Газлифтное оборудование предназначается для эксплуатации скважины путем подачи сжатого газа к низу подъемника. К этому оборудованию относятся газлифтный подъемник с комплектом пусковых и рабочих клапанов, газлифтная арматура с КИП и манифольдом, компрессорные станции с мотокомпрессорами, холодильниками, оборудованием для подготовки газа и сложная сеть коммуникаций – трубопроводов для подачи газа к скважине со средствами автоматизации и регулирования. Газокомпрессорные станции с мотокомпрессорами используются для компримирования и нагнетания в скважину газа, энергия которого и обеспечивает подъем пластовой жидкости из скважины на поверхность.

3. Запорные устройства – один из наиболее часто применяемых видов оборудования для перекрытия и герметизации трубопроводов: нефте-, газо- и водопроводов. Запорные устройства применяются и в фонтанной арматуре для управления потоками жидкости или газа, а также при газлифтной и других видах эксплуатации скважин.

4. Насосно-компрессорные трубы (НКТ) широко применяются в нефтегазодобывающей промышленности при фонтанной, газлифтной и насосной эксплуатациях.

5. Штанговые скважинные насосные установки с механическим приводом нашли массовое применение на промыслах. Оборудование предназначено для подъема жидкости с помощью штангового насоса. К подгруппе относятся собственно скважинный насос, спущенный на НКТ и приводимый в действие колонной штанг, насосные штанги и поверхностный привод, включающий энергетическую установку и механический преобразователь вращательного движения вала привода установки в поступательное колонны штанг.

6. Штанговые установки с гидроприводом отличаются использованием гидравлического преобразователя вместо механического, что резко сокращает металлоемкость установки, ее массу и устраняет необходимость сооружения мощного фундамента под установку.

7. Бесштанговые установки центробежных скважинных электронасосов предназначены для эксплуатации высокодебитных скважин. В состав входят спускаемые в скважину погружной центробежный насос с электродвигателем и протектором, колонна насосных труб с токонесущим кабелем и поверхностная система управления электроприводом.

8. Бесштанговые электровинтовые скважинные насосы предназначены для эксплуатации скважин с небольшими дебитами и отличаются от предыдущих использованием вместо центробежного винтового насоса.

9. Бесштанговые гидропоршневые скважинные насосы используются для эксплуатации глубоких и наклонно направленных скважин. В состав установок входят спускаемый в скважину на колонне насосных труб гидроприводный скважинный насос, поверхностный силовой насос с приводом, нагнетающий рабочую жидкость в гидропривод скважинного насоса, и система подготовки рабочей жидкости.

10. Оборудование для эксплуатации одной скважиной нескольких разных по характеристикам пластов, которое размещается в одном стволе и включает комплекс разнотипного оборудования (например, фонтанного и насосного), в результате чего становится возможным при разработке многопластовых месторождений нефти и газа значительно сократить число эксплуатационных скважин. В состав оборудования этой подгруппы входят спускаемые в скважину пакеры, разделяющие ствол скважины на изолированные, связанные с разными пластами участки, и подъемники, позволяющие поднимать тем или иным способом жидкость или газ по колоннам труб на поверхность, где на устье скважины размещено устьевое оборудование, направляющее отдельно добытые нефть или газ с различными характеристиками в систему сбора.

III группа.Оборудование для подземного ремонта, освоения и обработки скважин предназначено для поддержания в течение всего периода эксплуатации скважины работоспособного состояния собственно скважины и спущенного в нее эксплуатационного оборудования. В группу входят:

1. Подъемники для спуско-подъемных операций внутрискважинной части фонтанных и газлифтных лифтов, скважинных насосов всех типов, колонн труб, штанг, кабеля. В состав подъемников входят привод, лебедка, транспортная база, полиспастная система, которые используются в основном для текущего ремонта.

2. Стационарные грузоподъемные сооружения работают в сочетании с подъемниками. К этой подгруппе относятся вышки, мачты, стеллажи разных типов и параметров, они используются в основном для текущего ремонта.

3. Спуско-подъемные агрегаты, к которым относятся агрегатированные на транспортной базе силовой привод, трансмиссия, лебедка, полиспастная система, вышка, стеллажи и средства механизации для спуска и подъема труб, штанг.

4. Подгруппы спуско-подъемных инструментов для спуско-подъемных операций с трубами или штангами при подземных ремонтах с помощью подъемников и комплекса специальных устройств – трубных элеваторов и штропов, ключей, спайдеров.

5. Оборудование для ремонта скважин под давлением. Ремонт скважин с высоконапорными пластами обычным способом связан с вероятностью открытого фонтанирования. Для его предупреждения, а также для спуска и подъема в скважину колонн труб или штанг под давлением применяется комплекс оборудования, включающий специальный подъемник для задавливания спускаемых труб и щтанг и устройства, герметизирующие устье скважины. Подъемник оснащен гидрофицированными средствами механизации спуско-подъемных операций, в большинстве случаев агрегатированных.

6. Оборудование для ликвидации открытых фонтанов. Для ликвидации открытого фонтанирования, а иногда и горящего фонтана используется оборудование для ремонта скважин под давлением в сочетании со специальными манипуляторами и противопожарной дистанционно управляемой техникой.

7. Оборудование для промывки скважин. Во время эксплуатации скважины в ее ствол попадают частицы песка и глин и осаждаются в виде пробки. Ствол и фильтр скважины загрязняются также смолами, парафином, продуктами коррозии и другими веществами, ухудшающими, а иногда полностью прекращающими приток пластовой жидкости или газа в скважину. Песчаные пробки удаляются промывкой с помощью передвижных промывочных агрегатов или тартанием. К этой группе оборудования относятся также промывочные агрегаты, позволяющие удалять из скважины загрязняющие ее смолы, парафин, и продукты коррозии.

8. Депарафинизационное оборудование, позволяющее удалять осаждающийся на подъемном оборудовании парафин во время эксплуатации или во время подземных ремонтов скважин. В первом случае применяются механические способы, во втором – термические.

9. Оборудование для капитального ремонта скважин – одно из наиболее сложных, поскольку к нему относятся целые установки, по схеме и функциональному назначению аналогичные буровым установкам. Они позволяют выполнять бурение, цементаж, исправление скважин, их освоение, а для этого включают в себя вышку, основания, талевую систему, лебедку, систему промывки, ротор, вертлюг, ведущую трубу, привод и трансмиссию, транспортную базу.

10. Инструмент для капитального ремонта скважин предназначен для ликвидации аварии внутри скважин, исправления ствола и извлечения из него отдельных деталей, для фрезерования и других работ внутри скважины при ее капитальном ремонте, а иногда и при текущем.

11. Подгруппа оборудования для внутрискважинных работ. Оснащенность скважин и подъемного оборудования, спущенного в скважину, клапанами-отсекателями пласта, пакерами, газлифтными клапанами делает необходимым периодическую их замену, управление ими, регулирование. Периодически возникает необходимость измерения внутрискважинных параметров (температур, давлений и т. д.). Все эти внутрискважинные работы выполняются с помощью специализированных агрегатов, приспособлений и инструмента составляющих самостоятельный комплекс.

IV группа. Оборудование и сооружения для интенсификации добычи нефти и газа и для увеличения нефтегазоотдачи пластов. Широкое применение этого оборудования позволяет сократить время разработки месторождений и количество оставшихся неизвлеченными нефти и газа. В группу входит следующее.

1. Оборудование и сооружения для подготовки воды. Большая часть нефтегазовых месторождений разрабатывается при одновременном нагнетании в пласт предварительно специально обработанной воды. Сооружения и оборудования по получению воды и ее подготовке и составляют эту подгруппу, включая водозабор, систему отстоя, коагулирования, химической и бактериологической обработки.

2. Подгруппы оборудования насосных станций и собственно насосы для нагнетания воды в пласт, к которым относятся здания насосных, обвязка насосов и энергетическое хозяйство, собственно нагнетательные насосы с приводом, обычно электрическим, системы дозировочных насосов для добавления к воде различных химических реагентов.

3. Подгруппы оборудования для нагнетания в пласт газа, к которым относятся компрессорные станции, основой которых являются компрессоры разных типов и характеристик (поршневые, турбинные с электрогазомоторным или газотурбинным приводом), энергетическое хозяйство, системы подготовки газа, контроля и регулирования.

4. Оборудование и коммуникационные сооружения, к которым относятся сети трубопроводов и распределительных устройств для подачи воды от насосных станций и газа от компрессорных к нагнетательным скважинам, а также система управления распределением воды и газа по скважинам.

5. Оборудование для гидроразрыва или кислотной обработки, для улучшения проницаемости пласта и его призабойной зоны. Первое состоит из комплекса агрегатов, связанных в период проведения операций по гидроразрыву общей обвязкой. В числе агрегатов используются насосные, обычно высокого давления, песковые, смесительные, автоцистерны и др. Оборудование для кислотной обработки представляет собой комплекс из цистерн с раствором кислоты, насосных агрегатов и обвязки, объединяющей их со скважиной в одну систему и позволяющей нагнетать раствор кислоты в пласт для увеличения проницаемости, а соответственно и притока жидкости и газа к скважине.

6. Оборудование для термического воздействия на пласт применяется с целью прогрева пласта и снижения за счет этого вязкости пластовой жидкости или для создания внутрипластового очага горения жидкости с образованием фракций, извлечение которых позволяет резко увеличить нефтеотдачу. К подгруппе относятся водоподогреватели, парогенераторы, оборудование для подогрева зоны фильтра скважины, нагнетатели разных типов.

V группа. Оборудование и сооружения для сбора продукции скважин, ее разделения – сепарации на нефть, газ, воду и примеси, измерения и первичной подготовки нефти, газа, газового конденсата. Оборудование этой группы расположено на поверхности, в основном на территории промысла. В группу входит следующее оборудование.

1. Оборудование и сооружения для разделения пластовой газированной жидкости на нефть, газ и воду. К ним относятся комплексы, состоящие из отстойников, сепараторов с обвязкой и средствами регулирования, перекачивания и запорной арматуры для первичного разделения продукции скважины.

2. Подгруппы оборудования и сооружений для подготовки товарной нефти, к которым относятся установки для обезвоживания нефти после предварительного отделения от нее основной доли воды, установки обессоливания, деэмульгаторы. Последние предназначены для разбивания стойких эмульсий. Эти группы также состоят из аппаратов, систем подогрева, электрооборудования, обвязки, запорной, регулировочной арматуры и контрольно-измерительной аппаратуры.

3. Перекачивающее оборудование состоит из промысловых, насосных и компрессорных перекачивающих установок и станции для перекачки продукции скважин, подготовленной нефти, газа, воды с центробежными или поршневыми, иногда винтовыми насосами, компрессорами и электроприводом с соответствующей обвязкой, КИП, запорной и регулирующей арматурой и средствами автоматизации.

4. Оборудование для хранения нефти. Подготовленная товарная нефть хранится в товарных парках, основными сооружениями в которых являются резервуары необходимой емкости, оснащенные системой замера, перекачки, улавливания легких фракций. Иногда парк имеет емкости для хранения газового конденсата и различных фракций газа.

5. Трубопроводные коммуникации, связывающие в единую систему скважины, насосные и компрессорные установки с остальным оборудованием группы. По трубопроводам перекачивается продукция скважины: нефть, газ, конденсат, вода. Сеть трубопроводных коммуникаций, особенно на промыслах, разрабатывающих многопластовые горизонты с нефтями и газом различных характеристик, оснащена большим числом замерных, запорных и регулирующих устройств.

6. Подгруппы оборудования для подготовки и первичной переработки газа на газоконденсатных и чисто газовых месторождениях. К этим подгруппам относится большое число установок с оборудованием и аппаратами для технологических процессов, в результате которых получаются углеводороды, являющиеся товарным сырьем для химической переработки, и сухой газ.

VI группа. Оборудование для эксплуатации морских нефтегазовых и газовых промыслов отличается особой сложностью, большой номенклатурой, часто уникальными размерами и высокими темпами совершенствования. Ниже перечислены подгруппы:

1. Кустовые стационарные платформы. К ним относятся платформы разных типов и конструктивных схем, служащих основанием для поверхностных устьев куста наклонно направленных скважин и размещения комплекса технических средств, обеспечивающих функционирование куста.

2. Центральные стационарные платформы, позволяющие разместить на них комплекс оборудования, связывающего кустовые платформы в единую систему.

3. Опоры стационарных платформ – сооружения, несущие стационарную платформу.

4. Блоки оборудования, размещаемые на стационарных платформах. Комплекс смонтированных в необходимом сочетании блоков модулей обеспечивает функционирование всей стационарной платформы.

5. Оборудование для эксплуатации скважин функционально аналогично обычному. Однако широкое применение имеют лишь фонтанное и газлифтное оборудование, реже гидропоршневые насосы. Для нагнетательных скважин используется оборудование, аналогичное применяемому на суше. Внутрискважинная часть подъемного оборудования по конструктивным схемам аналогична применяемым на суше, устьевая отличается.

6. Подводное оборудование. К этой подгруппе относятся прежде всего подводное устьевое оборудование скважин, а также все остальное оборудование, размещенное между поверхностями дна и воды.

7. Оборудование для беспричального налива нефти. Оборудование этой группы относится к нефтеналивному, однако отличается от обычного портового возможностью налива танкера в условиях морских акваторий без обычного причала.

8. Подгруппы береговых сооружений и оборудования, энергетического оборудования, флота специализированного обслуживания, водолазного комплекса по своей структуре, функциональным и принципиальным схемам аналогичны применяемым в других отраслях, однако отличаются конструктивным исполнением, характеристиками, параметрами, отражающими специфику морских промыслов и требований, предъявляемых технологическими процессами и операциями, выполняемыми в условиях морского или океанского шельфа.

VII группа. Оборудование ремонтно-механической службы для поддержания в работоспособном состоянии всего парка машин, специального оборудования, сооружений, составляющих промысловое хозяйство, за исключением скважин, а также оборудования транспортных служб.

VIII группа. Оборудование службы энергетики.

Из приведенного перечня систематизированных групп и подгрупп оборудования видно, насколько велика номенклатура машин, оборудования, сооружений, средств механизации и инструмента, применяемых для добычи нефти и газа.

Две последние группы – седьмая и восьмая – относятся по своему составу к оборудованию общепромышленного назначения, поэтому не рассмотрены.

Похожие статьи:

www.poznayka.org

НАСОСНАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ОТКАЧКИ ГАЗА ИЗ ЗАТРУБНОГО ПРОСТРАНСТВА НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ

Предлагаемая установка относится к нефтяной промышленности и может быть использована для отбора газа из затрубного пространства нефтяной скважины и закачки его в выкидной коллектор скважины.

Накопление сепарированного на приеме скважинного насоса газа в затрубном пространстве приводит к отжиму динамического уровня жидкости в скважине вплоть до приема насоса, снижению притока нефти к забою за счет уменьшения депрессии на пласт, а в конечном итоге - к срыву подачи насоса.

Известны способы и устройства для реализации принудительной откачки газа из затрубного пространства скважины в выкидной коллектор.

Для отбора газа из затрубного пространства двух и более скважин известен подвесной компрессор с приводом от балансира станка-качалки, всасывающий патрубок которого соединен общим коллектором с затрубным пространством этих скважин, причем, по крайней мере, одна из скважин соединена с общим коллектором и выкидным газопроводом компрессора через регуляторы давления (патент РФ №2102584, МПК E21B 43/00, заявл. 22.12.1995, опубл. 20.01.1998).

Таким образом, в такте всасывания поршневого компрессора происходит поступление газа в полость цилиндра из затрубного пространства всех подключенных скважин, а нагнетание газа из цилиндра компрессора поршнем производится в выкидной коллектор любой из этой группы скважин.

Недостаток такой системы состоит в невозможности отбора газа из скважины с меньшим давлением газа в затрубном пространстве. В случае установки регулятора давления количество газа, отбираемого из скважины с большим давлением в затрубном пространстве, значительно сократится.

Известна установка штангового нефтяного насоса (патент РФ №49923 на полезную модель, заявл. 11.07.2005, опубл. 10.12.2005, БИ №34), включающая дополнительный цилиндр с проточным плунжером, по обе стороны которого в основаниях муфт выполнены обратные клапаны со сферическими запорными элементами, позволяющими перепускать газ из затрубного пространства в колонну насосно-компрессорных труб. На манифольдной линии скважины устанавливается обратный клапан. При ходе штанговой колонны и проточного плунжера вверх его клапан закрывается и в подплунжерной зоне образуется некоторое снижение давления, благодаря которому в эту зону вместе с откачиваемой нефтью будет поступать газ из затрубного пространства через нижнюю муфту. При ходе плунжера вниз в надплунжерной зоне частично снизится давление и в эту зону при открытом клапане дополнительного плунжера будут поступать нефть из подплунжерной зоны и газ из затрубного пространства.

Установка обладает недостатком, который заключается в возникновении значительных гидравлических сопротивлений в момент хода колонны штанг вниз при добыче нефти повышенной вязкости. Верхние отверстия в проточном плунжере для жидкости при соединении со штангой будут иметь недостаточные сечения для перетока вязкой среды и существенно увеличивать сопротивления движению штанг вниз. В итоге может произойти так называемое «зависание» колонны штанг и установка потеряет работоспособность.

Известна установка для добычи нефти (патент РФ №2122105, МПК E21B 43/00, заявл. 21.01.1997, опубл. 20.11.1998), в которой часть подвесного компрессора, ограниченная стенками цилиндра и тыльной стороной поршня, герметично соединена с затрубным пространством этой же или другой скважины. При этом достигается использование обеих сторон поршня для нагнетания газа попеременным заполнением цилиндра с обеих сторон поршня газом из затрубного пространства двух скважин.

Аналог обладает недостатком, состоящим в прекращении подачи компрессора в случае износа поршневой пары.

Давление газа в затрубном пространстве эксплуатируемых скважин будет различным. Это приведет к тому, что через образовавшийся в результате износа зазор будет поступать газ из области высокого давления в область низкого давления. Откачка газа из обеих скважин в конечном итоге станет невозможной.

Известен насос для перекачивания газожидкостной смеси (А.с. СССР, №1590687. Заявл. 04.10.88. Опубл. 07.09.90. БИ №33), включающий две емкости для попеременного перекачивания из них рабочей жидкости насосом и создания таким образом «жидкого» поршня в них. При снижении уровня «жидкого» поршня в одной из емкостей происходит всасывание в освободившийся объем газожидкостной смеси. В этот же период рабочая жидкость заполняет другую емкость и вытесняет собой ранее заполнившую газожидкостную смесь в выкидной коллектор. По достижении определенного уровня рабочей жидкости в емкости происходит переключение потоков и перекачка рабочей жидкости в другую емкость, из которой начинается цикл вытеснения газожидкостной смеси в выкидной коллектор. Сам перекачивающий насос работает, т.о., в непрерывном режиме, постоянно перекачивая жидкость, не содержащую газовую фазу. Недостатком устройства является отсутствие автоматизации переключения насоса с одной емкости на другую и контроля за уровнями жидкостей в емкостях, что может привести к нарушению цикличности работы всей системы.

Наиболее близкой к предложенному решению является установка для водогазового воздействия на нефтяной пласт (патент RU №2500883 С2. Заявл. 22.08.2011. Опубл. 10.12.2013), содержащая центробежный насос для перекачки рабочей жидкости без газа, приемные линии для газа и жидкости, две емкости со всасывающими и нагнетательными клапанами, линии отбора и нагнетания жидкости, сообщенные с выкидом и приемом насоса. На входной линии для воды параллельно размещен дополнительный насос, сообщенный с рабочим соплом жидкостно-газового эжектора, приемная камера которого соединена с газовой линией, а выкид - с верхними частями емкостей. Кроме того, на входе эжектора расположены регулирующий клапан и дроссель, причем запорный орган регулирующего клапана гидравлически сообщен с выкидом эжектора и входом в дроссель.

После того, как уровень воды в одной из емкостей снизится до минимальной величины датчик уровня передает сигнал на переключение подачи жидкости в обратном направлении. Переключение потоков производится с помощью управляемых трехходовых кранов.

Аналог, выбранный в качестве прототипа, обладает недостатком, состоящим в снижении надежности работы насоса из-за присутствия в воде твердых взвешенных частиц (ТВЧ) и частично нефти. В подтоварной воде, относящейся к агрессивным средам, используемой в качестве рабочей жидкости и перекачиваемой центробежным насосом, может содержаться до 300 мг/л и более ТВЧ, которые вызывают повышенный износ и коррозию рабочих колес насосов. В результате износа ухудшается напорная характеристика насоса, и в конечном итоге происходит выход его из строя.

Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение надежности и эффективности работы насоса перекачки жидкости в емкости для вытеснения из них газа в выкидной коллектор.

Новизна технического решения состоит в том, что в известной установке, включающей две емкости с подводящими к ним газовыми линиями, соединенными с затрубным пространством скважины, и отводящими газовыми линиями, соединенными с выкидным коллектором скважины, всасывающие и нагнетательные клапаны, установленные соответственно на подводящих и отводящих газовых линиях, насос для перекачки рабочей жидкости, линии для входа и выхода жидкости в нижних частях обеих емкостей, каждая из которых сообщена с приемной и напорной сторонами перекачивающего насоса, переключатель потоков жидкости, расположенный на этих линиях между насосом и емкостями, отличающаяся тем, что в каждой из емкостей размещены гибкие растягивающиеся мембраны, герметично разделяющие емкости на две равные части, а пространство каждой емкости над мембраной заполнено жидкостью, объемом, равным объему мертвого пространства над мембраной в газовой линии между верхней точкой емкости и клапанами для входа и выходы откачиваемого газа в цикле его вытеснения из емкости.

На чертеже показана принципиальная схема насосной установки. Она состоит из двух вертикальных емкостей 1 и 2, верхние части которых соединены соответственно с приемными 3 и 4, а также нагнетательными 5 и 6 клапанами. Приемные клапаны 3 и 4 соединены параллельно с газовой линией 7, которая через задвижку 8 соединена с затрубным пространством 9 скважины 10. Нагнетательные клапаны 5 и 6 также параллельно соединены с газовой линией 11 и далее с выкидным коллектором 12 скважины, который через задвижку 13 соединен с колонной насосно-компрессорных труб 14, спущенной в скважину 10.

Нижние части емкостей 1 и 2 трубопроводами соответственно 15 и 16 сообщены с электромагнитным гидрораспределителем 17 (показан условно). Гидрораспределитель 17 трубопроводами 18 и 19 соединен соответственно со всасывающей и напорной сторонами насоса 20. На всасывающей линии 18 насоса 20 установлен фильтр 21 очистки рабочей жидкости от механических примесей. На напорной линии 22 насоса 20 установлен манометр 23 и датчик давления 24, а также предохранительный клапан 25. На линии 26, соединенной с линией 18, установлен обратный клапан 27, после которого линия 26 соединяется с питающей емкостью 28, заполненной рабочей жидкостью под атмосферным давлением. В эту же емкость входит напорная линия 22 насоса 20 после предохранительного клапана 25. Внутри емкостей 1 и 2 размещены гибкие растягивающиеся мембраны 29 и 30, герметично разобщающие верхние и нижние половины емкостей 1 и 2.

Полости в емкостях 1 и 2 под мембранами 29 и 30 полностью заполнены рабочей жидкостью, а полости над мембранами заполнены этой жидкостью небольших объемов 31 и 32.

В качестве рабочей жидкости может быть использовано, к примеру, техническое масло с низкой температурой замерзания.

Работа насосной установки состоит в следующем.

Обвязка емкостей 1 и 2 с насосом 20 через электромагнитный гидрораспределитель 17 позволяет откачивать рабочую жидкость из подмембранной полости емкости 1 в подмембранную полость емкости 2 и после полного заполнения последней переключатель поток срабатывает на обратную откачку жидкости из емкости 2 в емкость 1. На чертеже представлен случай откачки жидкости из емкости 1 в емкость 2. В этом цикле жидкость по линии 15 из полости емкости под мембранной 29 поступает в гидрораспределитель 17, линию 18 и далее через фильтр 21 на прием насоса 20. Насос 20 нагнетает поступившую жидкость по линии 19 в гидрораспределитель 17 и далее по линии 19 в полость емкости 2 под мембранной 30. В период перекачки жидкости из емкости 1 в емкость 2 в освобождающуюся полость емкости 1 над мембранной 29 под давлением из затрубного пространства будет поступать газ через открытую задвижку 8, газовую линию 7 и обратный клапан 3. В то же время из полости емкости 2 над мембраной вошедший в предыдущем цикле газ будет вытесняться в выкидной коллектор 12 скважины 10 через обратный клапан 6 и газовую линию 11. В момент достижения полного заполнения емкости 2 рабочей жидкостью гибкая растягивающаяся мембрана 30 примет форму верхней половины емкости 2 и перекроет доступ к дальнейшему поступлению жидкости в емкость 2. В этот момент в напорных линиях 19 и 22 резко возрастет давление рабочей жидкости и датчик давления 24 подаст сигнал в шкаф управления (на рис. не показан) на переключение электромагнитного гидропереключателя на обратную откачку рабочей жидкости из емкости 2 в емкость 1. Переключение потока рабочей жидкости на обратное направление производится за счет подачи электрического сигнала на один из электромагнитов гидрораспределителя 17.

Во избежание разрывов арматуры, емкости трубопроводов 16, 19 или 22 при возможном кратковременном росте давления в напорной линии насоса 20 выше допустимой величины на линии 22 срабатывает предохранительный клапан 25, сбрасывая через себя небольшую порцию рабочей жидкости в питающую емкость 28.

После переключения рабочая жидкость из полости под мембраной 30 емкости 2 будет по линии 16 поступать в гидрораспределитель 17 и далее по линии 18 поступать в насос 20, который будет нагнетать рабочую жидкость через линию 19, гидрораспределитель 17 и линию 15 в полость емкости 1 под мембраной 29.

Одновременно, по мере откачки из емкости 2 рабочей жидкости в нее по газовой линии 7 и через всасывающий клапан 4 будет поступать газ из затрубного пространства 9 скважины 10. В этом же цикле газ из полости емкости 1 над мембранной 29 будет вытесняться в выкидной коллектор 12 скважины через обратный клапан 5 и газовую линию 11.

В обоих циклах закачки рабочая жидкость заполняет емкость 1 и 2 до верхних точек их сферических поверхностей. Короткие вертикальные участки газопроводов над емкостями 1 и 2, а также участки между клапанами 3 и 5 и клапанами 4 и 6 остаются заполненными газом. Эти небольшие объемы, заполненные газом, образуют так называемые мертвые пространства, которые снижают давления нагнетания газа (степень сжатия) в полостях над мембранами 29 и 30, в циклах нагнетания из них газа. Заполнение полостей над мембранами 29 и 30 небольшими объемами 31 и 32 рабочей жидкости позволяет заполнить мертвые пространства жидкостью и увеличить давления нагнетания газа насосной установки.

В работе насосной установки возможны утечки рабочей жидкости в насосе 20. Это приведет к дефициту поступления рабочей жидкости на прием насоса, т.е. полное заполнение любой из емкостей 1 или 2 может быть не достигнуто. В этом случае давление на приеме насоса 20 снизится до значения ниже атмосферного. Поэтому на прием насоса 20 будет дополнительно поступать в необходимом количестве рабочая жидкость из питающей емкости 28 через обратный клапан 27. Таким образом, перекачка рабочей жидкость насосом 20 происходит в замкнутой системе без контакта с газовой фазой продукции скважины или с добываемой нефтью, что предупреждает попадание механических примесей на прием насоса.

Для обеспечения нормальной работы насосной установки напор, создаваемый насосом 20, должен превышать давление жидкости в выкидном коллекторе 12. Производительность насоса 20 выбирается исходя из необходимых объемов откачки газа из затрубного пространства скважины.

Технико-экономическими преимуществами насосной установки являются обеспечение высокой надежности работы насоса благодаря отсутствию механических примесей в перекачиваемой рабочей жидкости, а также возможность повышения давления нагнетания газа благодаря заполнению мертвого пространства емкостей жидкостью.

Насосная установка для откачки газа из затрубного пространства нефтяной скважины, включающая две емкости с подводящими к ним газовыми линиями, соединенными с затрубным пространством скважины, и отводящими газовыми линиями, соединенными с выкидным коллектором скважины, всасывающие и нагнетательные клапаны, установленные соответственно на подводящих и отводящих газовых линиях, насос для перекачки рабочей жидкости, линии для входа и выхода жидкости в нижних частях обеих емкостей, каждая из которых сообщена с приемной и напорной сторонами перекачивающего насоса, переключатель потоков жидкости, расположенный на этих линиях между насосом и емкостями, отличающаяся тем, что в каждой из емкостей размещены гибкие растягивающиеся мембраны, герметично разделяющие емкости на две равные части, а пространство каждой емкости над мембраной заполнено жидкостью объемом, равным объему мертвого пространства над мембраной в газовой линии между верхней точкой емкости и клапанами для входа и выхода откачиваемого газа в цикле его вытеснения из емкости.НАСОСНАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ОТКАЧКИ ГАЗА ИЗ ЗАТРУБНОГО ПРОСТРАНСТВА НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ

edrid.ru

Установка для последовательной откачки нефти и воды

 

Установка для последовательной откачки нефти и воды, содержащая отстойник для отделения воды от нефти, устройство для последовательной откачки нефти и воды из отстойника, соединенное с трубопроводом для отвода жидкости, связанным с приемом насоса, отличающаяся тем, что установка снабжена горизонтальной емкостью с патрубками для подвода газоводонефтяного потока и отвода жидкости в отстойник, поплавковым уровнемером, установленным в горизонтальной емкости, при этом устройство для последовательной откачки нефти и воды выполнено в виде двойного сифона с U- и П-образными коленами для нефти и воды соответственно, свободный конец U-образного колена сообщен с верхней частью отстойника, а П-образного колена - с его нижней частью, а трубопровод для отвода жидкости к приему насоса сообщен с верхней частью П-образного колена, расположенной на уровне верхней части отстойника.

Похожие патенты:

Изобретение относится к технике разделения жидкостей и может быть использовано, например, для улавливания растворителя из конденсата водяного пара, использованного для регенерации фильтрующих элементов, применяемых в фильтрах для очистки вентвыбросов окрасочного производства, а также в химическом производстве

Изобретение относится к области санитарной техники, а именно к очистке сточных вод Цель изобретения - повышение эффективности работы Отстойник содержит корпус 1

Изобретение относится к подготовке нефти на промыслах, в частности к устройствам для обезвоживания и обессоливания нефти с повышенным содержанием механических примесей

Изобретение относится к машиностроению , а именно к устройствам для разделения и дренажа сконденсировавшейся воды из емкости с нефтепродуктами

Изобретение относится к области химической промышленности и может быть использовано, в частности, в производстве уксусной кислоты

Изобретение относится к устройству для отделения поверхностного слоя жидкости

Изобретение относится к химической промышленности и может быть использовано для разделения химических элементов в растворе

Изобретение относится к транспортной технике

Изобретение может быть использовано в двигателях внутреннего сгорания. Предложен фильтр очистки биотоплива, содержащий корпус 1, имеющий основание, соединенное с наружной стенкой спицами 4 и 5, в которых расположены впускной и выпускной каналы, имеющие коленчатую форму. На корпусе 1 сверху под колпаком 10 установлен патронный фильтрующий элемент 9, а снизу расположена чаша 15, на дне которой установлен датчик 26 уровня накопившейся воды. Над дном чаши 15 установлен завихритель потока биотоплива, состоящий из верхней детали 20, сделанной в виде воронки, соединенной с основанием корпуса, и тарельчатой нижней детали 17 с тангенциально расположенными канавками. Детали 17 и 20 соединены между собой трубчатыми крепежными элементами, образующими каналы для прохода биотоплива из-под завихрителя к патронному фильтрующему элементу. На дне чаши 15 установлен клапан 27 для автоматического слива накопившейся воды, имеющий электромагнитное управление от датчика 26. Над датчиком 26 установлен зонт, выполненный в виде сетки, имеющей форму полутора. Технический результат заключается в снижении трудоемкости обслуживания фильтра. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к устройствам для очистки, а именно к фильтрам грубой очистки топлива дизельных двигателей. Предложен фильтр грубой очистки топлива дизельных двигателей, содержащий корпус 1, стакан 2, фильтрующий элемент 3, канал подвода топлива 4, канал отвода очищенного топлива 5, успокоитель 6, сливную пробку 7. В пробке 7 выполнено отверстие 8, в котором установлена тяга 9, соединенная с помощью шарнира 10 со стержнем 11, на другом конце которого размещены регулировочные шайбы 12 и клапан 13 конусообразной формы, на основании которого закреплен уплотнитель 14. В днище 15 стакана 2 выполнены резьбовое сливное отверстие 16 и отверстие 19 отвода воздуха. Технический результат - снижение потерь топлива и затрат труда при техническом обслуживании топливного фильтра. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Установка для последовательной откачки нефти и воды

www.findpatent.ru

Скважинные установки для сепарации нефти и газа (СУС)

 ТУ 3615-016-57439299-08

Скважинные установки СУС используются на добывающих скважинах на стадии разведки и пробной эксплуатации нефтяных месторождений и служат для сепарации продукции добывающих скважин и исследования их добычных возможностей.

Применение СУС обеспечивает прием продукции скважин, отделение попутного нефтяного газа и пластовой воды, подготовку и подачу попутного газа на использование на нужды нефтепромысла или утилизацию, а также позволяет организовать накопление и хранение добытой продукции скважин для последующей откачки насосами или вывоза автоцистернами.

CУС могут быть выполнены как в стационарном, так и в передвижном исполнении с размещением на шасси автомобиля.

В комплект технологического оборудования СУС входит:

  •  сепаратор;
  • конденсатосборник;
  • фильтр СДЖ;
  • технологические трубопроводы входа водонефтегазовой смеси и сброса нефти, газа и воды.

В комплект СУС входят узлы замера газа и жидкости с выводом показаний на дисплей автоматизированного рабочего места оператора и/или систему АСУТП верхнего уровня.

Комплект СУС по желанию Заказчика может также включать буферные (накопительные) емкости, передвижные факельные установки, стояки налива, насосы откачки нефти.

Таблица 1. Показатели назначения СУС

Показатель

Значение

Рабочая среда

Нефть, попутный нефтяной газ, пластовая вода (продукция нефтяных скважин)

Температура рабочей среды, °С

5 — 70

Производительность  по жидкости, м3/сутки

50 — 1000

Рабочее давление, МПа

4,0 (6,3)

Рабочая среда

Нефть, попутный нефтяной газ, пластовая вода (продукция нефтяных скважин)

Температура рабочей среды, °С

5 — 70

Плотность жидкости, кг/м3, не более

1200

Объем сепаратора, м3

2,5 — 12,5

Объем буферной емкости, м3

25 — 200

Климатическое исполнение и категория размещения по ГОСТ 15150

У1 (ХЛ1)

Условное обозначение скважинных установок СУС:

sus1[1]

Пример условного обозначения установок СУС:

СУС – 500 — ХЛ по ТУ 3615-016-57439299-08

Общий вид технологической части СУС:

sus2[1]

xn----ttbnncr7c.xn--p1ai

Насосная установка для откачки газа из затрубного пространства нефтяной скважины

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для отбора газа из затрубного пространства нефтяной скважины и закачки его в выкидной коллектор. Технический результат - повышение надежности и эффективности работы насоса перекачки жидкости в емкости для вытеснения из них газа в напорную линию. Насосная установка включает две емкости с подводящими к ним газовыми линиями, соединенными с затрубным пространством скважины, и отводящими газовыми линиями, соединенными с выкидным коллектором скважины. Всасывающие и нагнетательные клапаны установлены соответственно на подводящих и отводящих газовых линиях. Имеются также насос для перекачки рабочей жидкости и линии для входа и выхода жидкости в нижних частях обеих емкостей. Каждая из линий сообщена с приемной и напорной сторонами перекачивающего насоса. Между насосом и емкостями расположен переключатель потоков жидкости, В каждой из емкостей размещены гибкие растягивающиеся мембраны. Они герметично разделяют емкости на две равные части. Пространство каждой емкости над мембраной заполнено жидкостью объемом, равным объему мертвого пространства над мембраной в газовой линии между верхней точкой емкости и клапанами для входа и выхода откачиваемого газа в цикле его вытеснения из емкости. 1 ил.

Предлагаемая установка относится к нефтяной промышленности и может быть использована для отбора газа из затрубного пространства нефтяной скважины и закачки его в выкидной коллектор скважины.

Накопление сепарированного на приеме скважинного насоса газа в затрубном пространстве приводит к отжиму динамического уровня жидкости в скважине вплоть до приема насоса, снижению притока нефти к забою за счет уменьшения депрессии на пласт, а в конечном итоге - к срыву подачи насоса.

Известны способы и устройства для реализации принудительной откачки газа из затрубного пространства скважины в выкидной коллектор.

Для отбора газа из затрубного пространства двух и более скважин известен подвесной компрессор с приводом от балансира станка-качалки, всасывающий патрубок которого соединен общим коллектором с затрубным пространством этих скважин, причем, по крайней мере, одна из скважин соединена с общим коллектором и выкидным газопроводом компрессора через регуляторы давления (патент РФ №2102584, МПК E21B 43/00, заявл. 22.12.1995, опубл. 20.01.1998).

Таким образом, в такте всасывания поршневого компрессора происходит поступление газа в полость цилиндра из затрубного пространства всех подключенных скважин, а нагнетание газа из цилиндра компрессора поршнем производится в выкидной коллектор любой из этой группы скважин.

Недостаток такой системы состоит в невозможности отбора газа из скважины с меньшим давлением газа в затрубном пространстве. В случае установки регулятора давления количество газа, отбираемого из скважины с большим давлением в затрубном пространстве, значительно сократится.

Известна установка штангового нефтяного насоса (патент РФ №49923 на полезную модель, заявл. 11.07.2005, опубл. 10.12.2005, БИ №34), включающая дополнительный цилиндр с проточным плунжером, по обе стороны которого в основаниях муфт выполнены обратные клапаны со сферическими запорными элементами, позволяющими перепускать газ из затрубного пространства в колонну насосно-компрессорных труб. На манифольдной линии скважины устанавливается обратный клапан. При ходе штанговой колонны и проточного плунжера вверх его клапан закрывается и в подплунжерной зоне образуется некоторое снижение давления, благодаря которому в эту зону вместе с откачиваемой нефтью будет поступать газ из затрубного пространства через нижнюю муфту. При ходе плунжера вниз в надплунжерной зоне частично снизится давление и в эту зону при открытом клапане дополнительного плунжера будут поступать нефть из подплунжерной зоны и газ из затрубного пространства.

Установка обладает недостатком, который заключается в возникновении значительных гидравлических сопротивлений в момент хода колонны штанг вниз при добыче нефти повышенной вязкости. Верхние отверстия в проточном плунжере для жидкости при соединении со штангой будут иметь недостаточные сечения для перетока вязкой среды и существенно увеличивать сопротивления движению штанг вниз. В итоге может произойти так называемое «зависание» колонны штанг и установка потеряет работоспособность.

Известна установка для добычи нефти (патент РФ №2122105, МПК E21B 43/00, заявл. 21.01.1997, опубл. 20.11.1998), в которой часть подвесного компрессора, ограниченная стенками цилиндра и тыльной стороной поршня, герметично соединена с затрубным пространством этой же или другой скважины. При этом достигается использование обеих сторон поршня для нагнетания газа попеременным заполнением цилиндра с обеих сторон поршня газом из затрубного пространства двух скважин.

Аналог обладает недостатком, состоящим в прекращении подачи компрессора в случае износа поршневой пары.

Давление газа в затрубном пространстве эксплуатируемых скважин будет различным. Это приведет к тому, что через образовавшийся в результате износа зазор будет поступать газ из области высокого давления в область низкого давления. Откачка газа из обеих скважин в конечном итоге станет невозможной.

Известен насос для перекачивания газожидкостной смеси (А.с. СССР, №1590687. Заявл. 04.10.88. Опубл. 07.09.90. БИ №33), включающий две емкости для попеременного перекачивания из них рабочей жидкости насосом и создания таким образом «жидкого» поршня в них. При снижении уровня «жидкого» поршня в одной из емкостей происходит всасывание в освободившийся объем газожидкостной смеси. В этот же период рабочая жидкость заполняет другую емкость и вытесняет собой ранее заполнившую газожидкостную смесь в выкидной коллектор. По достижении определенного уровня рабочей жидкости в емкости происходит переключение потоков и перекачка рабочей жидкости в другую емкость, из которой начинается цикл вытеснения газожидкостной смеси в выкидной коллектор. Сам перекачивающий насос работает, т.о., в непрерывном режиме, постоянно перекачивая жидкость, не содержащую газовую фазу. Недостатком устройства является отсутствие автоматизации переключения насоса с одной емкости на другую и контроля за уровнями жидкостей в емкостях, что может привести к нарушению цикличности работы всей системы.

Наиболее близкой к предложенному решению является установка для водогазового воздействия на нефтяной пласт (патент RU №2500883 С2. Заявл. 22.08.2011. Опубл. 10.12.2013), содержащая центробежный насос для перекачки рабочей жидкости без газа, приемные линии для газа и жидкости, две емкости со всасывающими и нагнетательными клапанами, линии отбора и нагнетания жидкости, сообщенные с выкидом и приемом насоса. На входной линии для воды параллельно размещен дополнительный насос, сообщенный с рабочим соплом жидкостно-газового эжектора, приемная камера которого соединена с газовой линией, а выкид - с верхними частями емкостей. Кроме того, на входе эжектора расположены регулирующий клапан и дроссель, причем запорный орган регулирующего клапана гидравлически сообщен с выкидом эжектора и входом в дроссель.

После того, как уровень воды в одной из емкостей снизится до минимальной величины датчик уровня передает сигнал на переключение подачи жидкости в обратном направлении. Переключение потоков производится с помощью управляемых трехходовых кранов.

Аналог, выбранный в качестве прототипа, обладает недостатком, состоящим в снижении надежности работы насоса из-за присутствия в воде твердых взвешенных частиц (ТВЧ) и частично нефти. В подтоварной воде, относящейся к агрессивным средам, используемой в качестве рабочей жидкости и перекачиваемой центробежным насосом, может содержаться до 300 мг/л и более ТВЧ, которые вызывают повышенный износ и коррозию рабочих колес насосов. В результате износа ухудшается напорная характеристика насоса, и в конечном итоге происходит выход его из строя.

Технической задачей предлагаемого изобретения является повышение надежности и эффективности работы насоса перекачки жидкости в емкости для вытеснения из них газа в выкидной коллектор.

Новизна технического решения состоит в том, что в известной установке, включающей две емкости с подводящими к ним газовыми линиями, соединенными с затрубным пространством скважины, и отводящими газовыми линиями, соединенными с выкидным коллектором скважины, всасывающие и нагнетательные клапаны, установленные соответственно на подводящих и отводящих газовых линиях, насос для перекачки рабочей жидкости, линии для входа и выхода жидкости в нижних частях обеих емкостей, каждая из которых сообщена с приемной и напорной сторонами перекачивающего насоса, переключатель потоков жидкости, расположенный на этих линиях между насосом и емкостями, отличающаяся тем, что в каждой из емкостей размещены гибкие растягивающиеся мембраны, герметично разделяющие емкости на две равные части, а пространство каждой емкости над мембраной заполнено жидкостью, объемом, равным объему мертвого пространства над мембраной в газовой линии между верхней точкой емкости и клапанами для входа и выходы откачиваемого газа в цикле его вытеснения из емкости.

На чертеже показана принципиальная схема насосной установки. Она состоит из двух вертикальных емкостей 1 и 2, верхние части которых соединены соответственно с приемными 3 и 4, а также нагнетательными 5 и 6 клапанами. Приемные клапаны 3 и 4 соединены параллельно с газовой линией 7, которая через задвижку 8 соединена с затрубным пространством 9 скважины 10. Нагнетательные клапаны 5 и 6 также параллельно соединены с газовой линией 11 и далее с выкидным коллектором 12 скважины, который через задвижку 13 соединен с колонной насосно-компрессорных труб 14, спущенной в скважину 10.

Нижние части емкостей 1 и 2 трубопроводами соответственно 15 и 16 сообщены с электромагнитным гидрораспределителем 17 (показан условно). Гидрораспределитель 17 трубопроводами 18 и 19 соединен соответственно со всасывающей и напорной сторонами насоса 20. На всасывающей линии 18 насоса 20 установлен фильтр 21 очистки рабочей жидкости от механических примесей. На напорной линии 22 насоса 20 установлен манометр 23 и датчик давления 24, а также предохранительный клапан 25. На линии 26, соединенной с линией 18, установлен обратный клапан 27, после которого линия 26 соединяется с питающей емкостью 28, заполненной рабочей жидкостью под атмосферным давлением. В эту же емкость входит напорная линия 22 насоса 20 после предохранительного клапана 25. Внутри емкостей 1 и 2 размещены гибкие растягивающиеся мембраны 29 и 30, герметично разобщающие верхние и нижние половины емкостей 1 и 2.

Полости в емкостях 1 и 2 под мембранами 29 и 30 полностью заполнены рабочей жидкостью, а полости над мембранами заполнены этой жидкостью небольших объемов 31 и 32.

В качестве рабочей жидкости может быть использовано, к примеру, техническое масло с низкой температурой замерзания.

Работа насосной установки состоит в следующем.

Обвязка емкостей 1 и 2 с насосом 20 через электромагнитный гидрораспределитель 17 позволяет откачивать рабочую жидкость из подмембранной полости емкости 1 в подмембранную полость емкости 2 и после полного заполнения последней переключатель поток срабатывает на обратную откачку жидкости из емкости 2 в емкость 1. На чертеже представлен случай откачки жидкости из емкости 1 в емкость 2. В этом цикле жидкость по линии 15 из полости емкости под мембранной 29 поступает в гидрораспределитель 17, линию 18 и далее через фильтр 21 на прием насоса 20. Насос 20 нагнетает поступившую жидкость по линии 19 в гидрораспределитель 17 и далее по линии 19 в полость емкости 2 под мембранной 30. В период перекачки жидкости из емкости 1 в емкость 2 в освобождающуюся полость емкости 1 над мембранной 29 под давлением из затрубного пространства будет поступать газ через открытую задвижку 8, газовую линию 7 и обратный клапан 3. В то же время из полости емкости 2 над мембраной вошедший в предыдущем цикле газ будет вытесняться в выкидной коллектор 12 скважины 10 через обратный клапан 6 и газовую линию 11. В момент достижения полного заполнения емкости 2 рабочей жидкостью гибкая растягивающаяся мембрана 30 примет форму верхней половины емкости 2 и перекроет доступ к дальнейшему поступлению жидкости в емкость 2. В этот момент в напорных линиях 19 и 22 резко возрастет давление рабочей жидкости и датчик давления 24 подаст сигнал в шкаф управления (на рис. не показан) на переключение электромагнитного гидропереключателя на обратную откачку рабочей жидкости из емкости 2 в емкость 1. Переключение потока рабочей жидкости на обратное направление производится за счет подачи электрического сигнала на один из электромагнитов гидрораспределителя 17.

Во избежание разрывов арматуры, емкости трубопроводов 16, 19 или 22 при возможном кратковременном росте давления в напорной линии насоса 20 выше допустимой величины на линии 22 срабатывает предохранительный клапан 25, сбрасывая через себя небольшую порцию рабочей жидкости в питающую емкость 28.

После переключения рабочая жидкость из полости под мембраной 30 емкости 2 будет по линии 16 поступать в гидрораспределитель 17 и далее по линии 18 поступать в насос 20, который будет нагнетать рабочую жидкость через линию 19, гидрораспределитель 17 и линию 15 в полость емкости 1 под мембраной 29.

Одновременно, по мере откачки из емкости 2 рабочей жидкости в нее по газовой линии 7 и через всасывающий клапан 4 будет поступать газ из затрубного пространства 9 скважины 10. В этом же цикле газ из полости емкости 1 над мембранной 29 будет вытесняться в выкидной коллектор 12 скважины через обратный клапан 5 и газовую линию 11.

В обоих циклах закачки рабочая жидкость заполняет емкость 1 и 2 до верхних точек их сферических поверхностей. Короткие вертикальные участки газопроводов над емкостями 1 и 2, а также участки между клапанами 3 и 5 и клапанами 4 и 6 остаются заполненными газом. Эти небольшие объемы, заполненные газом, образуют так называемые мертвые пространства, которые снижают давления нагнетания газа (степень сжатия) в полостях над мембранами 29 и 30, в циклах нагнетания из них газа. Заполнение полостей над мембранами 29 и 30 небольшими объемами 31 и 32 рабочей жидкости позволяет заполнить мертвые пространства жидкостью и увеличить давления нагнетания газа насосной установки.

В работе насосной установки возможны утечки рабочей жидкости в насосе 20. Это приведет к дефициту поступления рабочей жидкости на прием насоса, т.е. полное заполнение любой из емкостей 1 или 2 может быть не достигнуто. В этом случае давление на приеме насоса 20 снизится до значения ниже атмосферного. Поэтому на прием насоса 20 будет дополнительно поступать в необходимом количестве рабочая жидкость из питающей емкости 28 через обратный клапан 27. Таким образом, перекачка рабочей жидкость насосом 20 происходит в замкнутой системе без контакта с газовой фазой продукции скважины или с добываемой нефтью, что предупреждает попадание механических примесей на прием насоса.

Для обеспечения нормальной работы насосной установки напор, создаваемый насосом 20, должен превышать давление жидкости в выкидном коллекторе 12. Производительность насоса 20 выбирается исходя из необходимых объемов откачки газа из затрубного пространства скважины.

Технико-экономическими преимуществами насосной установки являются обеспечение высокой надежности работы насоса благодаря отсутствию механических примесей в перекачиваемой рабочей жидкости, а также возможность повышения давления нагнетания газа благодаря заполнению мертвого пространства емкостей жидкостью.

Формула изобретения

Насосная установка для откачки газа из затрубного пространства нефтяной скважины, включающая две емкости с подводящими к ним газовыми линиями, соединенными с затрубным пространством скважины, и отводящими газовыми линиями, соединенными с выкидным коллектором скважины, всасывающие и нагнетательные клапаны, установленные соответственно на подводящих и отводящих газовых линиях, насос для перекачки рабочей жидкости, линии для входа и выхода жидкости в нижних частях обеих емкостей, каждая из которых сообщена с приемной и напорной сторонами перекачивающего насоса, переключатель потоков жидкости, расположенный на этих линиях между насосом и емкостями, отличающаяся тем, что в каждой из емкостей размещены гибкие растягивающиеся мембраны, герметично разделяющие емкости на две равные части, а пространство каждой емкости над мембраной заполнено жидкостью объемом, равным объему мертвого пространства над мембраной в газовой линии между верхней точкой емкости и клапанами для входа и выхода откачиваемого газа в цикле его вытеснения из емкости.

bankpatentov.ru


Смотрите также