Проектирования выкидных линий от скважины оборудованной винтовой насосной установки до автомат групп замерной установки на месторождени

Рекомендуется применять в системах внутрипромыслового сбора продукции скважин, не содержащих сероводород и прочие агрессивные компоненты.

Состоит из двух закрытых обогреваемых блоков: замерно-переключающего и блока управления.

Оба блока смонтированы в утепленных помещениях на специальных рамных основаниях, обеспечивающих удобную транспортировку установки.

В замерно-переключающем блоке размещается многоходовой переключатель скважин ПСМ-4, гидравлический привод ГП-1, поршневые отсекающие клапаны КПР-1, устройство для измерения дебита нефти типа «Импульс» с гидроциклонным сепаратором, регулятором давления и турбинным расходомером ТОР-1, газовый счетчик «Агат», датчик влагомера УВН-1, дозирующий насос НД-0,5Р10 для подачи реагента.

В блоке управления размещаются блок местной автоматики и индикации, силовой блок, устройство, фиксирующее количество газа, жидкости и чистой нефти, устройство, регистрирующее на перфоленте номер групповой установки и номер скважины, время измерения, суммарные данные измерений, состояние объекта, измерительный блок влагомера, электронный блок и блок питания счетчика нефти, регистратор счетчика газа, блок телемеханики.

Установка рассчитана на работу при температуре окружающей среды от -55 до +55 °С и относительной влажности воздуха до 80 %.

Техническая характеристика «Спутника Б-40-14-400» приведена ниже.

Число подключенных скважин ……………………………………………14

Рабочее давление, МПа ………………………………………………4

Пределы измерения по жидкости, м3/сут…………………………………5-400

Пределы измерения по газу, м3/ч     ………………………………….......до 500

Относительная погрешность измерения, %

по водонефтяной смеси      …………………………………………………±2,5

по нефти     …………………………………………………±4

по газу …………………………………………………..±6

Пропускная способность установки, м3/сут……………………………….4000

Суммарная установленная мощность

электроприемников, В, не более…………………………………………….10

Напряжение электрических цепей электроприемников, В……………..380/220

Температура воздуха в замерно-переключающем   блоке

и щитовом помещении, °С        ……………………………………..5-50

Габаритные размеры, мм:

замерно-переключающего блока       ………………………..8350х3200х2710

блока управления        ………………………..3100х2200х2500

Масса, кг:

замерно-переключающего блока      ………………………………..10000

блока управления       ………………………………..2 000

Установка работает следующим образом (рисунок 2.8).

Продукция скважин по выкидным линиям 1, последовательно проходя через обратный клапан 4, задвижку 2, поступает в переключатель скважин 3. В переключателе продукция одной скважины через замерный патрубок и поршневой отсекающий клапан КПР-1 5 направляется в замерный сепаратор 7 устройства «Импульс», где газ отделяется от жидкости. Продукция остальных скважин, пройдя через поршневой отсекающий клапан КПР-1 6, поступает в сборный коллектор II.

Выделившийся в сепараторе 7 газ проходит через датчик 12 расходомера «Агат 1П», заслонку 11 и далее поступает в сборный коллектор, где смешивается с общим потоком.

Жидкость направляется в нижнюю полость сепарационной емкости и за счет избыточного давления, поддерживаемого заслонкой 11, продавливается через турбинный счетчик нефти 8, регулятор расхода 9 и датчик влагомера 10 в сборный коллектор.

Регулятор расхода 9 и заслонка 11, соединенная тягами с осью поплавка, обеспечивает циклическое прохождение жидкости через счетчик 8 с постоянными скоростями, что позволяет измерять дебит скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями.

Рисунок 2.8- Принципиальная схема установки «Спутник Б-40-14-400»

II, III - сборный коллектор

1-выкидные линии; 2-задвижка; 3- переключатель скважин; 4- обратный клапан; 5, 6 - отсекающий клапан КПР-1; 7- замерный сепаратор; 8- счетчик; 9- регулятор расхода; 10 - датчик влагомера; 11- заслонка; 12 - датчик расходомера; 13- блок для реагента

При раздельном сборе безводной и обводненной нефтей скважины поочередно подключаются к ПСМ. В этом случае продукция скважин, подающих безводную нефть, направляется в обводную линию 1 и далее в коллектор безводной нефти III, а продукция скважин, подающих обводненную нефть, поступает в переключатель скважин ПСМ и затем в коллектор обводненной нефти II. Дебит каждой из этих скважин измеряется описанным выше способом. Переключение скважин с обводной линии на переключатель скважин ПСМ и обратно осуществляется вручную.

На установке предусмотрена возможность подачи химреагентов в коллектор обводненной нефти. Для этой цели в замерно-переключающем блоке смонтирован дозировочный насос типа НД-0,5Р 10/100 с блоком для реагента 13.

Установка «Спутник Б» оснащена приборами контроля, управления   и  автоматического    регулирования,    поставляемыми комплектно с установкой-манометром ОБМ, электроконтактным манометром ВЭ-16, регуляторами уровня и расхода, счетчиком нефти турбинным ТОР-1, счетчиком газа турбинным АГАТ-Ш, влагомером УВН-2МС, гидравлическим приводом ГП-1, соленоидным клапаном КСП-4, поршневым разгруженным клапаном KJIP-1, блоком   управления и индикации   БУИ.

Комплекс приборов обеспечивает:

автоматическое измерение количества жидкости, нефти и газа;

контроль за работой скважин по подаче жидкости;

разделительный сбор обводненной   и   необводненной   нефти;

подачу реагента в поток;

автоматическую блокировку скважин и установки при отклонении давления от нормального в общем коллекторе или по команде с диспетчерского пульта.

При отклонении давления в сборном коллекторе от допускаемого отсекающие клапаны 5 и 6 по команде с БУИ перекрывают замерную и рабочую линии. При этом обесточивается пилотный клапан КСП-4 гидропривода и отсекающие клапаны под действием пружин перекрывают сечения указанных коллекторов. При срабатывании отсекателей в выкидных линиях скважин повышается давление, и скважины останавливаются: фонтанные отсекателями  установленными на выкидной линии, механизированные - за счет отключения электропривода.

 

2.3. Требования и рекомендации к системе сбора, транспорта и подготовки нефти

 

В период пробной эксплуатации сбор и транспорт продукции планируется проводить по лучевой герметизированной напорной системе: пласт – скважина – выкидная линия –  пункт сбора нефти (ПСН).

Для проведения первичной подготовки предусматривается:

1. автоматизированная групповая замерная установка  (АМ40-10-400) – 2ед. и (АМ40-8-400) – 1ед.
2. печи подогрева эмульсии типа  ППНП1-3,7-6,3 -1 ед.
3. резервуар для пластовой воды (V-100 м3) – 2 ед.
4. резервуар для нефти (V-1000 м3) – 2 ед.
5. добавка реагента через дозатор (БР-2,5) -1ед.
6. трехфазный сепаратор (НГСВ) – 1 ед.
7. газосепаратор  -1 ед.
8. горизонтальный отстойник (ОГ100ПК-1-1) – 1 ед.
9. отстойник с патронным фильтром (ОПФ-3000) – 1 ед.
10. концевая сепарационная установка (КСУ-25) – 1 ед.
11. электродегидратор (ЭГ-100-16СК) – 1 ед.

Подготовка нефти в период пробной эксплуатации рекомендуется производить следующим образом:

Сбор сырой нефти на месторождении со скважин осуществлять по лучевой герметизированной однотрубной системе на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ), откуда после замера нефтяная эмульсия по нефтесборному коллектору поступает в трехфазный сепаратор, где происходит предварительное разделение нефти, газа и воды. Отделенную нефть с помощью насоса откачивают через блок подогрева нефти, затем она поступает в горизонтальный отстойник для обезвоживания, далее через электродегидратор для окончательного обезвоживания, поступает в концевую сепараторную установку. Для накопления товарной нефти предусмотрен резервуар РВС-1000 (общим объёмом 2000 м3). С нефтяного резервуара сырая нефть с помощью насосного агрегата через наливной стояк откачивается и транспортируется на автоцистернах.

Разделенный от жидкости газ отводится в газосепаратор, после которого газ подается на печи подогрева нефти. Отделенная вода от трехфазного сепаратора, от горизонтального отстойника, от электродигидратора и от КСУ поступает в отстойник с патронным фильтром (ОПФ-3000), где производится очистка воды от пленки нефти и мех примесей. Нефть, уловленная в отстойнике ОПФ-3000, сбрасывается в подземную емкость ЕПП-40, оборудованную погружным электронасосом, откуда периодически откачивается в общий коллектор перед сепараторами.

Подготовленная пластовая вода из ОПФ-3000 поступает в резервуары пластовой воды РВС-100, оттуда пластовая вода будет использоваться для нагнетания пласт с помощью центробежных насосов.

Для ускорения процесса деэмульсации нефти в поток жидкости перед трехфазным сепаратором вводится деэмульгатор из блока дозирования хим.реагента БР-2,5.

Для защиты насосного и других видов оборудования от механических примесей необходимо установить сетчатые фильтры типа «СДЖ» на выкидных линиях, после АГЗУ и перед трехфазным сепаратором. Выделивший конденсат (шлам) вывозится автотранспортом на полигон.

 

2.4 Расчет штанг верхнеприводных винтовых насосов

 

При выполнении прочностного анализа сначала рассматривается идеальная, т.е. не имеющая отклонений геометрических параметров и концентраторов напряжений штанга. Затем оценивается влияние на прочность ШНВ некоторых из указанных факторов при их значениях, допускаемых ГОСТ 13877-80. после этого рассмотривается вопрос о допустимых значениях геометрических отклонений из условий  прочности типовой компоновки колонны насосных штанг.

Для прочности сопротивления разрушению любой конструкции относится:

- сохранение первоначальной формы  до предельного состояния материала, обусловливающего разрушение конструкции либо при однократном (статическая прочность), либо при циклическом (усталость) нагружении;

- предварительная потеря первоначальной  формы конструкции при достижении  некоторой комбинацией нагрузок  критического состояния, обусловливающего потерю устойчивости состояния (или формы) и последующее разрушение.

Обычно в тонких (или тонкостенных) элементах конструкции реализуется второй аспект, т.е. потеря устойчивости происходит намного раньше исчерпания прочностных резервов материала, что является недостатком (часто неизбежным) конструкций.

Вначале с позиций статической прочности и устойчивости рассмотрим вопрос о несущей способности идеальной насосной штанги, находящейся на прямолинейном участке скважины, нагруженной осевой нагрузкой и крутящим моментом .

Условие прочности ШНВ (по критерию текучести) при растяжении и кручении имеет вид:

где –  осевая нагрузка, при приложении которой напряжения в штанге достигают предела текучести материала (при условии =0);

 –  крутящий момент, при приложении  которого напряжения в штанге  достигают предела текучести  (при условии Q = 0).

F – площадь поперечного сечения ШНВ;

 – полярный момент сопротивления  сечения.

В результате вычислений для ШНВ-22 имеем:

F = 380 мм2;

= 148,2 кН;

= 2,09 см3;

= 470,3 Нּм.

Особенность рассматриваемой новой конструкции насосной штанги состоит в том, что потеря устойчивости прямолинейной формы колонны штанг возможна только между опорами (муфтами), т.е. только на длине одной штанги.

При действии на штангу осевой нагрузки Q и крутящего момента условие устойчивости, определяющее критическую комбинацию Q и имеет вид:

где  l – длина штанги;

      Е – модуль упругости материала;

       - осевой момент инерции сечения.

Знаки плюс и минус соответствуют осевой сжимающей и осевой растягивающей нагрузке.

Для случая, когда Q и являются известными величинами, из приведенного условия устойчивости можно найти критическую (соответствующую потере устойчивости) длину штанги:

Из общего условия устойчивости, полагая МК=0, получаем выражения для критических значений нагрузочных факторов при их одиночном положении: при МК=0 и осевом сжатии:

при Q=0 и кручении

Для насосной штанги ШНВ-22 имеем: IИ = 1,15ּ104мм; Е = 2,1ּ105 МПа и при l = 4,5 м получаем QКР = 1,18 кН; (МК)КР = 3372 Нּ м.

Таким образом, из представленных расчетов следует, что для ШНВ-22 при sТ = 390 МПа и l = 4,5 м фактором, определяющим разрушение при действии осевой сжимающей нагрузки, является устойчивость, при действии крутящего момента – статическая прочность.

Критические значения крутящего момента и осевой сжимающей нагрузки зависят от длины штанги, а именно: чем меньше длина, тем больше значения указанных параметров. При этом (МК)КР возрастает пропорционально уменьшению l, QКР – пропорционально уменьшению l2.

Отсюда следует целесообразность уменьшения длины насосной штанги, поскольку в нижней части колонны ШНВ может оказаться в сжатом состоянии, потеряет устойчивость, примет искривленную форму и вследствие вращения будет подвергаться воздействию переменных (циклических) напряжений. По этой причине может возникнуть опасность усталостного разрушения, что, по-видимому, и является в настоящее время главным фактором массового разрушения насосных штанг при работе с верхнеприводными винтовыми насосами.

Вместе с тем уменьшенная длина штанги приведет к усложнению колонны и, следовательно, к повышению ее стоимости и снижению надежности как более сложной системы с последовательно соединенными звеньями. Кроме того, при любом изменении длины штанги должна обеспечиваться компоновка свечи длиной примерно 9 м. Это обусловлено длиной стеллажей для подземного ремонта скважин и удобством их эксплуатации в процессе выполнения спускоподъемных операции.