Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 [ 40 ] 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67

Сальник -

Клапан потока через рабочую колонну

Манометр рабочей колонны

Главная задвижка

Клинья

рабочей колоннь

1оловка насосно-- компрессорной

Дроссель

Выкидной трубопровод

Манометр обсадной колонны

-(рабочей) колоннь[

Рис. 11.1. Таким простым оборудованием оснащаются насосные скважины

Головка обсадной колонны

По мере бурения и введения каждого звена обсадной колонны в скважину на поверхности необходимо устанавливать тяжелые фитинги для присоединения обсадной колонны. Оборудование, предназначенное для этой цели, называется головкой обсадной колонны. Она снабжена клиньями или другими захватами для удерживания веса обсадной колонны. Все устройство уплотняет обсадную колонну и таким образом предотвращает прорыв или утечку флюидов из скважины.

Обычно предусматриваются спускные газовые клапаны, чтобы снизить давление газов, которые могли бы скапливаться между или внутри секций обсадной колон-

Адаптер

Серьга рабочей колонны

Головка рабочей

колонны

Вторичное уплотнение Первичное уплотнение

Автоматические клиновые уплотнители

Катушка обсадной колонны

Вторичное уплотнение

Первичное уплотнение

Головка обсадной колонны

Обычные клинья

Упругое уплотнение, металлическое уплотнение или уплотнение из твердой породы

Полнопроходные головки, катушки, серьги

Уплотнение весом обсадной колонны, приводимое в действие давлением, с направляющим устройством для бурового долота Инжекционное и спускное отверстие для ремонта в полевых условиях

Объемный делитель давления при испытаниях и давления в кольцевом зазоре и нагрузки на обсадную колонну Полностью автоматический уплотняющий подвес обсадной колонны для максимальных нагрузок

Направляющая буровой головки и приводимое в действие давлением уплотнение весом

Отверстия для испытаний и контроля давления

Экономичная объемная клиновая подвеска для максимальных нагрузок

Рис. 11.2. Части оборудования устья скважины (предоставлено Gray Tool Co.)

ны. Эти клапаны могут быть (иногда) использованы при добыче по обсадной колонне.

При бурении и капитальном ремонте скважины головка обсадной колонны служит для крепежа устройств ддя

контроля давления. С помощью адаптеров, регуляторов дебита и фланцев присоединяют все более тонкие обсадные трубы в процессе бурения и установки дополнительных секций. Это значит, что противовыбросовое устройство надо снимать и ставить на место каждый раз, когда в скважину устанавливается новая секция обсадной колонны. По мере установки новых фланцев и втулок они становятся неотъемлемой частью постоянного оборудования устья скважины.

Головка насосно-компрессорной колонны

Головка насосно-компрессорной колонны выполняет три функции:

• поддерживает насосно-компрессорную колонну;

• создает герметичное уплотнение между обсадной и насосно-компрессорной колоннами;

• обеспечивает наличие на поверхности патрубков для регулирования потока жидкости или газа.

Головка насосно-компрессорной колонны опирается на головку обсадной колонны. Головки насосно-компрессорных (рабочих) колонн в зависимости от давления различаются по конструкции. Для облегчения обслуживания скважины многие виды головок рабочих колонн легко разбираются и собираются.

Фонтанная арматура

Если на скважине предполагается высокое давление, то перед заканчиванием скважины головка обсадной или насосно-компрессорной колонны оборудуется специальными мощными клапанами и контрольно-измерительной аппаратурой. Данные клапаны регулируют поток нефти и газа из скважины и называются фонтанной арматурой.

Манометры входят в состав оборудования устья скважины и фонтанной арматуры и предназначены для измерения давления в обсадной трубе и насосно-компрессор-

НОЙ колонне, что позволяет разработчику лучше управлять продуктивностью скважины.

Иногда вместе со скважинными жидкостями выносится песок. Тонкие абразивные частицы могут истачивать краны, фитинги и дроссели.

Главная задвижка служит ключом для перекрывания скважины в аварийных ситуациях, поэтому она всегда должна быть в хорошем, надежном состоянии. Принято пользоваться ею, только когда это абсолютно необходимо, чтобы она не повреждалась частицами песка.

Методы разделения

Скважинные флюиды представляют собой смесь жидких углеводородов, газа, воды и некоторых примесей. Вода и примеси должны быть удалены прежде, чем углеводороды поступят в хранилище, в трубопровод и в продажу. Жидкие углеводороды и нежелательные примеси должны быть также удалены из природного газа до того, как он поступит в трубопровод. Наличие почти всех примесей вызывает эксплуатационные проблемы того или иного типа.

Существуют различные методы разделения природного газа, жидких углеводородов и воды в полевых условиях. В этих методах используют время, химикаты, силу тяжести, тепловую обработку, механические или электрические процессы, а также их сочетания.

Сепараторы. Сепаратор - это установка, используемая для разделения попутного газа и свободных жидкостей. Размер сепаратора зависит от скорости потока природного газа и/или жидкостей, втекающих в емкость. Рабочее давление емкости зависит от давления в газопроводе товарного газа, выкидного давления скважины и эксплуатационного давления, определяемого разработчиком месторождения.

Сепараторы бывают различных конструкций, в том числе вертикальные, горизонтальные и сферические. Не-

j----1 Выпуск газа>

Каплеулавливающая секция

Предохранительный клапан

[Впуск-

-.>rcfei

- «- л ? RTf

КЦИЯ

; вторичной [арации

Секция первичной сепарации

<1[пускной кран

Экран

Крышка безопасности

Манометр

Регулятор уровня жидкости

Газ для питания прибора j Выпуск жидкости

Регулирующий клапан

Рис. 11.3. Вертикальный двухфазный газосепаратор

которые сепараторы являются двухфазными, т.е. разделяют добытые продукты на сырую нефть и нефтяной газ (рис. 11.3). Другие сепараторы относятся к трехфазному типу, т.е. делят добытые материалы на газ, сырую нефть и свободную воду. Иногда предпочтительно использовать более одной ступени сепарации для увеличения отдачи флюида.

Хотя природный газ, покидающий сепаратор, больше не содержит свободных жидкостей, в нем могут присутствовать значительные количества водяного пара. Водя-

НОЙ пар в газе при высоком давлении может создать серьезные эксплуатационные проблемы из-за образования газовых гидратов - осадка, похожего на лед. Если гидраты образуются в газосборных или распределительных трубах, может произойти полная или частичная закупорка трубопровода.

Методы обработки

Осушка природного газа

Предотвратить образование гидратов в газопроводе могут несколько приемов:

• нагревание газового потока, чтобы температура не опускалась до уровня, при котором образуются газогидраты;

• добавка в газовый поток антифриза, например метанола или гликоля;

• удаление паров воды при помощи гликольного дегид-ратора, состоящего из вертикального сосуда под давлением (гликольный абсорбер), по которому гликоль стекает вниз, а газ поднимается вверх;

• обезвоживание при помощи осушающих агентов, таких как оксид алюминия, силикагель, гранулы кремния с оксидом алюминия или молекулярные сита;

• расширение газа и его замораживание при помощи теплообменников.

Большая часть обезвоженного газа, попадающего в товарный газопровод, содержит водяных паров не более 7 фунт./млн фут. (1,1кг на 1000 м) газа.

Другие нежелательные примеси - сероводород и диоксид углерода. Эти примеси можно удалить химической очисткой, физическим растворением или поглощением. Применяемая методика зависит от того, насколько чистым от примесей должен быть газ, прежде чем газовая компания купит его.