Струйные насосные установки с поверхностным приводом

В этом случае силовой насос для закачки, а также оборудование для подготовки рабочего агента устанавливаются на поверхности. Погружной струйный насос спускается в скважину. Как уже отме­чалось, может использоваться однотрубная или двухтрубная схема. При однотрубной схеме в системе используется пакер, который разделяет не только всасывающий трубопровод от нагнетательно­го, но и указанные трубопроводы от затрубного пространства сква­жины. При такой компоновке погружного оборудования возмож­ны два варианта:

1. Рабочий агент под давлением от силового поверхностного насо­са подается к соплу струйного погружного насоса через затрубное пространство. Такая схема (прямая) наименее благо­приятна, так как высокое давление рабочего агента действует на внутреннюю стенку обсадной колонны, нередко приводя к нарушению герметичности обсадной колонны в резьбовых со­единениях.

2. Рабочий агент под давлением силового насоса подается через насосно-компрессорные трубы к соплу струйного насоса, а продукция скважины и рабочий агент поднимаются на повер­хность по затрубному пространству (обратная схема).

Рис. 46- Погружные оборудование струйной насосной установки: 1 — сопло; 2 — камера всасывания; 3 — камера смешения; 4 — диффузор; 5 — канал, связывающий всасывающую камеру и скважину; 6 — пакер  

На рис.46приведено погружное оборудование по обратной схеме. При эксплуатации струйных насосных установок одной из глав­ных задач является обеспечение надежного контроля за герметич­ностью основных элементов погружного оборудования. При любой схеме компоновки погружного оборудования имеются три смеж­ные полости с различными давлениями движущейся в них жидкости. При этом каждая из полостей гидравлически связана с погружным струйным насисом. Так, например, для однотрубной схе­мы с пакером по колонне насосно-компрессорных труб к струйному насосу движется рабочий агент высокого давле­ния, в подпакерном пространстве — инжектируемая жидкость низ­кого давления, в затрубном пространстве — выходящий из струй­ного насоса смешанный поток, давление в котором определяется весом столба газожидкостной смеси над струйным насосом и гидравлическими потерями.

Из сказанного следует, что одним из важ­ных условий нормальной эксплуатации струйной насосной уста­новки является герметичность элементов погружного оборудова­ния, образующих указанные каналы движения основных потоков в скважине. Поэтому контроль герметичности является основной операцией при запуске струйной насосной установки в работу.

Широко применяемые для добычи нефти установки погружных электрических центробежных насосов (УЭЦН) могут быть использованы в качестве силовых приводов струйных насосов (СН) при формировании так называемых тандемных установок «ЭЦН-СН».

При разработке принципиальных схем тандемных установок «ЭЦН-СН» исходят из следующих основных требований:

1. возможности увеличения отбора продукции из добывающих скважин;

2. максимального использования сепарирующегося на приеме ЭЦН свободного газа для подъема жидкости из скважины;

3. повышения КПД установки, в том числе и за счет исключения трубопровода для подачи рабочего агента (силовой жидкости);

4. упрощения конструкции установки со струйным насосом, по­вышения надежности ее работы и снижения металлоемкости (исключается вариант двухрядного подъемника или отпадает не­обходимость использования пакера, отпадает необходимость спе­циальной подготовки рабочего агента и обслуживания всего по­верхностного оборудования).

Кроме того, учитывая характеристики «напор—подача» как УЭЦН, так и струйных насосов, можно утверждать об автоматической на­стройке тандемной установки на наивысший КПД при изменении условий эксплуатации скважины, связанных с изменением пласто­вого давления, свойств продукции и продуктивности скважины. Указанным требованиям отвечает тандемная установка, принци­пиальная схема которой представлена на рис.47.Установка состо­ит из серийной установки ЭЦН 1 (погружной электродвигатель, протектор, многоступенчатый центробежный насос), струйного насоса 2, которые спущены в скважину на колонне насосно-компрессорных труб 3. Из схемы видно, что струйный насос установлен выше ЭЦН. Струйный насос состоит из сопла 4, приемной камеры 5 с обратным клапаном 6, камеры смешения 7 и диффузора 8.

Рис. 47-Тандемная установка

Тандемная установка работает следующим образом: продукция сква­жины, откачиваемая центробежным насосом, подается к соплу струйного насоса, в котором скорость жидкости возрастает, и ис­текающая из сопла струя попадает в приемную камеру, понижая в ней давление. При этом обратный клапан приемной камеры открывается, и дополнительная продукция скважины поступает в приемную камеру.

Следует помнить, что в данном случае и рабочая жидкость, и инжектируемая жидкость являются продукцией скважины. Смешиваясь в камере смешения, продукция скважины поступает в дуффузор, а затем – в колонну насосно-компрессорных труб и далее – на поверхность.

Рассмотренные тандемные установки существенно расширяют область применения погружного оборудования, а дополненные специальным оборудованием (например, газосеператорами) становятся энергосберегающими. Можно предполагать, что данный способ эксплуатации станет одним из главных при разработке шельфовых месторождений нефти.

Осн.: 1. [93-151], 5. 185-208],

Контрольные вопросы:

1. Какие способы эксплуатации существуют на шельфе?

2. В каких вариантах осуществляется механизированный способ добычи?

3. На чем основывается работа струйного насоса?

4. За счет чего происходит подъем добычи углеводородов при фонтанном способе добычи?

5. Принцип работы тандемной установки.

6. В каких случаях применяют винтовые насосы?

7. В чем преимущества использование погружного центробежного насоса по сравнению с штанговыми насосами?

Лекция № 15. Строительство морских трубопроводов.

Развитие добычи нефти и газа на многих морях привело к необходимости строительства подводных морских трубопроводов различного назначения.

Первые подводные трубопроводы на Каспий начали прокладывать с конца 40-х и начала 1950 годов. Незначительное удаление нефтепромысловых акваторий Каспия от берега, небольшие глубины моря и потребность в трубопроводах малого диаметра предопределили технику и технологию строительства трубопроводов.

Первые трубопроводы диаметром 63-114мм прокладывали методом протаскивания по дну моря с помощью буровой лебедки.

В дальнейшем стали применять метод укладки трубопровода с плавучих средств, с киржима. Последний из указанных методов применяют и в настоящее время для прокладки внутрипромысловых трубопроводов.

Начало строительства подводных магистральных трубопроводов связано с открытием газового месторождения Южное в 60-х годах. Для транспортирования газа с этого месторождения на сушу потребовалось строительство магистрального газопровода в условиях открытого моря. Удаленность района добычи газа от берега обусловила разработку новой технологией строительства трубопроводов, по которой заготовка километровых плетей, их антикоррозионная изоляция, балластировка, оснастка транспортными понтонами производятся на береговой монтажно-сварочной площадке. При благоприятной погоде километровые плети с монтажной площадки сбрасывают в море и на плаву транспортируют в район стройтельства, где вместе с понтонами затапливают по трассе (метод свободного погружения). Отдельные плети трубопровода стыкуют на 40-тонном крановом судне, специально оборудованном для этой цели.

Для транспортировки плетей на плаву институт «Гипроморнефтегаз» разработал специальные понтоны с замковым устройством для автоматического отсоединения понтонов от трубопровода с поверхности воды без участия водолазов.

К настоящему времени по указанной технологии построены сотни километров подводных трубопроводов диаметром до 500 мм на глубинах моря до 30 м.

Практика показала, что укладка подводных трубопроводов методом свободного погружения успешно может быть применена при их строительстве буксировкой плетей на расстояние до 50- 60 км при волнении моря до двух баллов включительно.

Классификация трубопроводных систем

По трубопроводным системам различных морских сооружений транспортируются десятки рабочих сред, необходимых для нормаль­ной эксплуатации этих сооружений и всевозможного оборудования В качестве материалов для изготовления трубопроводов в зависимо­сти от вида транспортируемых рабочих сред и их разрушающей ак­тивности применяют углеродистые и нержавеющие стали, чугун, медь и ее сплавы, алюминий и его сплавы, титан, стеклопластик и поли­этилен и другие материалы. Кроме труб трубопроводные системы включают различные трубопроводные элементы, судовую арматуру, приводы, механизмы, аппараты, цистерны, резервуары, приборы, сред­ства автоматики и другое оборудование.

В гражданском строительстве трубопроводные системы принято классифицировать по роду перекачиваемой рабочей среды и в зави­симости от этого различают водопроводы, нефтепроводы, газопрово­ды, аммиакопроводы и т. п.

После извлечения продукта из земли, он должен транспортироваться с моря на берег. Одновременно с монтажом добывающего оборудования, трубоукладочные баржи и бригады занимаются укладкой трубопровода для транспортировки нефти и газа от платформы до места назначения. (рис 48.

Рис.48-Трубоукладочная баржа  

Длина этих барж может доходить до 150 метров, а укладываемые ими трубы - до 1525 мм в диаметре. Трубы обычно поставляются длиной 12 метров, и могут быть покрыты бетоном для утяжеления. Трубы привариваются друг к другу вдоль линии сборки, проходящей по длине баржи. Вдоль этой линии расположен ряд сварочных постов, где работают высококвалифи­цированные сварщики на высокоэффективных сварочных машинах.

По мере перемещения каждой следующей трубы на сварочный участок, она становится частью трубопровода, который проходит через корму баржи ко дну моря, и, наконец, к терминалу, находящемуся на расстоянии в несколько сотен миль. Со сварочного участка трубопровод перемещается на участок рентгеноскопии, где каждый новый сварной шов проверяется на наличие дефектов в соединении. Если дефектов не обнаружено, сварной шов покрывается антикоррозийной изоляцией.

По мере увеличения длины трубопровода баржа переме­шается вперед, каждый раз на несколько метров. После каждого перемещения баржи новый участок трубопровода, приваренный, подвергнутый рентгеноскопии и заизолированный, спускается с кормы в воду, вниз по наклонной площадке, называемой стингером. Стингер поддерживает трубу до некоторого расстояния под водой и направляет ее под небольшим углом на морское дно.

По мере движения трубоукладочной баржи, она тянет за собой плуг, который роет траншею на морском дне. Трубопровод укладываетсяв траншею, где он будет защищен от повреждения путем естественной замывки или засыпки. Морские течения перемещают песок, вырывае­мый плугом, обратно в тран­шею, покрывая трубопровод.

В процессе укладки труб водолазы постоянно инспектиру­ют стингер и трубопровод. Они следят за отсутствием препят­ствий на морском дне, правильной укладкой трубопровода и надлежащим положением стингера.

Затем, после заверше­ния прокладки трубопровода к платформе, водолазы подсое­диняют его к стояку, участку трубопровода, который поднимается с морского дна к палубе и крепится к конструкции.

До эксплуатации трубо­провода он должен быть спрессован и проверен на плотность. Аналогично, все оборудование на палубе, трубопровод и проводка, клапаны и переключатели, насосы и системы, извлекаю­щие сырую нефть из земли, очищающие ее и проталкива­ющие ее в сторону берега, должны быть многократно испытаны, чтобы убедиться в безотказной работе и отсутствии опасности для человека или окружающей среды.

Позже укладка глубоководных трубопроводов была выполнена по новой технологии, сущность которой заключается в том, что для регулирования напряжения в трубопроводе в процессе его погружения на дно моря были применены разгружающие понтоны взамен направляющего устройства- стингера. Это позволило значительно уменьшить изгиб трубопровода и тем самым обеспечить безаварийную его укладку в жестких гидрометеорологических условиях.

Трубопроводы могут быть проложены в различные места. Одни ведут к морским сборочным станциям, где нефть и газ подвергаются дальнейшему разделению, направляются обратно в трубопровод и к берегу для дополнительной переработки.

Другие трубопроводы заканчиваются на берегу в больших нефтебазах, где жидкие углеводороды хранятся для последующего распределения по нефтеперерабатывающим заводам. Углеводороды могут транспор­тироваться по подземному трубопроводу прямо на нефтеперерабатывающий завод, или к морскому терминалу для погрузки на танкеры, напра­вляющиеся в другие части света.

Несколько танкеров могут загружаться и разгружаться с многопричального терминала, или один танкер может загружаться и разгружаться в системе с заякориванием буя.

Многопричальные терминалы находятся в зонах, укрытых от суровой погоды. Они погружают или разгружают нефтепродукты с помощью гигантских стрел, спроектированных с целью компенсации перемещения судна, вызванного приливами и отливами или меняющейся нагрузкой.

При системе с заякориванием буя танкер соединяется шлангами крупного диаметра с шарнирным соединением. Свободное перемещение соединения обеспечивает возможность загрузки нефти независимо от перемещения судна вследствие течений и волн.

С танкеров или береговых нефтебаз, сырая нефть и природный газ поступают на береговой завод, где они перерабатываются в продукты для нефтяной, газовой и химической промышленности. На этих заводах углеводороды становятся ингредиентами для многочисленных продуктов, с которыми мы ежедневно сопри­касаемся. Они превращаются в бензин и моторное масло, в синтетические ткани и пластмассы, в асфальт и другие промышленные продукты, и в топливо для промышленности и наших домов.

Осн.: 1. [263-269], 5. [469-473]

Контрольные вопросы:

1. Как впервые прокладывали трубопроводы?

2. Что производятся на береговой монтажно-сварочной площадке?

4. Что используют для укладки трубопроводов?

5. Что такое стингер и для чего он служит?.

6. Каковы требования к изготовлениям трубопроводов?

7.Какие новые технологии были выполнены для регулирования напряжения в трубопроводе?

Дата добавления: 2014-01-04