Сдам Сам

ПОЛЕЗНОЕ


КАТЕГОРИИ







Раздел 11 Оборудование и инструмент для подземного ремонта и освоения скважин





Лекция 11.1 Подземный текущий и капитальный ремонт. Скважино-операция. Виды и классификация ремонтных работ. Разновидности текущего и капитального ремонта скважин. Классификация оборудования для подземного ремонта скважин. Пооперационная структура текущего и капитального ремонта скважин. Способы ремонта. Технология и последовательность при СПО с трубами и штангами. Одноэлеваторная технология СПО со штангами

Лекция 11.2 Существующие конструкции трубных и штанговых элеваторов. Требования к элеваторам. Существующие конструкции ручных и механических ключей. Требования к ним. Момент свинчивания штанг. Спайдер. Требования к клиньевым подвескам. Подъемники и агрегаты при СПО. Виды и классификация агрегатов. Их конструктивные особенности. Установки с гибкими трубами НКТ для ремонта скважин.

Лекция 11.3 Оптимальные скорости подъема и спуска труб при СПО. Аварийные работы на скважине. Классификация аварийных работ. Классификация скважинных устройств и приспособлений для ликвидации аварий. Их конструкции.

Лекция 11.4 Пакеры. Классификация. Обозначение пакеров. Механический и гидравлический пакеры. Устройство и принцип работы. Работа с ними на скважине. Якори. Назначение, состав и принцип действия. Работа на скважине.

Лекция 11.5 Оборудование, применяемое для эксплуатации колонн гибких труб (КГТ). Назначение оборудования. Достоинства и недостатки гибких труб. Агрегаты для работы с КГТ. Требования к агрегату. Оборудование устья скважины.

Лекция 11.6 Устройство транспортера КГТ. Узлы для хранения КГТ. Оборудование для подготовки технологической жидкости. Оборудование для закачивания технологической жидкости.

Лекция 11.7 Схемы герметизаторов устья и их расчет. Расчет емкости барабана. Силовой расчет привода барабана. Определение допускаемого усилия на плашки транспортера КГТ.



Лекция 11.8 Материалы, применяемые для изготовления гибкой трубы. Технология изготовления гибкой трубы. Расчет КГТ. Механизм разрушения гибкой трубы. Пути повышения надежности КГТ.

Раздел 12 Оборудование для технологических процессов увеличения производительности нефтегазовых скважин

Лекция 12.1 Промывка скважин. Оборудование для промывки скважин. Чистка желонкой. Применение струйных насосов на промыслах. Принцип работы насоса. Преимущества и недостатки. Схемы размещения скважинного оборудования.

Лекция 12.2 Гидроразрыв пласта. Назначение и виды ГРП. Схемы размещения скважинного и поверхностного оборудования. Оборудование, применяемое при ГРП.

Лекция 12.3 Кислотная обработка скважин. Назначение и виды кислотных обработок. Схемы кислотных обработок. Оборудование для кислотных обработок.

Лекция 12.4 Тепловое воздействие на пласт и ствол скважины. Классификация термических методов воздействия на пласт. Применяемое оборудование.

Раздел 13 Оборудование для поддержания пластового давления заводнением

Лекция 13.1 ППД. Сооружения и оборудование для водозабора и подготовки воды. Оборудование для нагнетания воды в пласт. Насосы системы ППД. Обозначение и их технические характеристики

Раздел 14 Оборудование системы сбора и подготовки нефти, газа и воды

Лекция 14.1 Системы сбора нефти, газа и воды. Требования, предъявляемые к системе сбора нефти, газа и воды. Схема высоконапорной герметизированной системы сбора нефти, газа и воды. Оборудование для отделения жидкости от газа. Устройство вертикального и циклонного сепаратора. Определение толщины стенки обечайки и днищ тонкостенных сосудов, работающих при внутреннем избыточном давлении.

Лекция 14.2 Установка предварительного сброса воды, совмещенная с дожимной насосной станцией (УПСВ). Технологическая схема и состав оборудования УПСВ. Термохимические установки подготовки нефти. Блочные деэмульгаторы нефти.

Лекция 14.3 Электрообессоливающие установки ЭЛОУ. Типы и конструктивные схемы электродегидраторов. Технологическая схема электрообессоливающей установки. Оборудование стальных резервуаров. Устройство и принцип действия дыхательного клапана типа КДС. Технические средства борьбы с потерями легких углеводородов товарной нефти в резервуарах. Технологическая схема стабилизации нефти. Сдача товарной нефти товарно-транспортной организации.

Лекция 10.1

Введение

Вопросы, затрагиваемые при изучении данной дисциплины, раскрывают основу нефтегазодобычи. Дисциплина рассматривает сложную систему «месторождение-скважина-глубинное оборудование», элементы которой находятся в постоянном взаимодействии от момента начала эксплуатации и до производства ремонтных работ и интенсификации добычи. Для обеспечения максимального дебита и длительной эксплуатации скважины работа элементов системы должна быть согласована между собой. Нерациональный выбор режима эксплуатации скважины может привести к потере притока флюида к забою скважины и к прекращению ее эксплуатации. Изучение дисциплины начинается с изучения общих сведений о залежах и месторождениях нефти и газа, даются основы теории фильтрации нефти и газа в продуктивных пластах и в призабойной зоне скважины, далее рассматриваются технические вопросы, касающиеся скважинного оборудования для подъема нефти и газа на поверхность для различных условий, вопросы технологии и техники производства ремонтных работ и интенсификации притока и заканчивается разделом оборудования, входящего в систему сбора, подготовки нефти, газа и воды. Целью изучения дисциплины является получение базовых знаний в области добычи нефти и газа, технологии разработки нефтяных и газовых месторождений, в области проектирования, эксплуатации и ремонта нефтегазопромыслового оборудования.

При изучении дисциплины обеспечивается фундаментальная подготовка студента в области техники и технологии добычи и подготовки нефти и газа. При этом соблюдается связь с математическими и естественно-научными дисциплинами, обеспечивается взаимосвязь технологических и технических вопросов разработки месторождения и осуществляется системный подход в области рационального планирования эксплуатации нефтегазового месторождения. Использование специализированных лабораторий при изучении вопросов эксплуатации и оборудования нефтегазовых скважин позволит студенту более полно понять и изучить вопросы техники и технологии добычи и подготовки нефти и газа.

Основная часть

Российская Федерация, является одной из ведущих энергетических держав. В настоящее время на долю России приходится более 80 % общего объема добычи нефти и газа и 50 % угля бывшего СССР, что составляет почти седьмую часть суммарного производства первичных энергоресурсов в мире.

В России сосредоточено 12.9 % мировых разведанных запасов нефти и 15.4 % ее добычи. На ее долю приходится 36.4 % мировых запасов газа и 30.9 % его добычи.

Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) России — это стержень национальной экономики, обеспечивающий жизнедеятельность всех отраслей народного хозяйства, консолидацию регионов, формирование значительной части бюджетных доходов и основной доли валютных поступлений страны. В ТЭК аккумулируется 2/3 прибыли, создаваемой в отраслях материального производства.

Недостаточное восполнение сырьевой базы начинает ограничивать возможности в наращивании добычи нефти и газа.

Увеличение душевого энергопотребления к 2010 г., в экстремальных условиях развития экономики возможно путем проведения комплекса мер по интенсивному энергосбережению, оптимально достаточного экспорта энергоресурсов при медленном наращивании их производства и проведение сдержанной инвестиционной политики ориентированной на наиболее эффективные проекты.

В этом деле применение современного оборудования, обеспечивающего энергосберегающие технологии при добыче нефти, играет существенную роль.

Известны шахтный и скважинный методы добычи нефти.

Этапы развития шахтного способа: рытье ям (копанок) глубиной до 2 м; сооружение колодцев (шурфов) глубиной до 35 ¸ 45 м, и сооружение шахт‑комплексов вертикальных, горизонтальных и наклонных выработок (применяется редко при добыче вязких нефтей).

До начала XVIII века нефть, в основном, добывали из копанок, которые обсаживались плетнем. По мере накопление нефть вычерпывали в мешках и вывозили потребителям. Колодцы крепились деревянным срубом, окончательный диаметр обсаженного колодца составлял обычно от 0.6 до 0.9 м с некоторым увеличением книзу для улучшения притока нефти к его забойной части.

Подъем нефти из колодца производился при помощи ручного ворота (позднее конного привода) и веревки, к которой привязывался бурдюк (ведро из кожи).

К 70-м годам XIX века основная добыча в России и в мире происходит уже из нефтяных скважин. Так, в 1878 г. в Баку их насчитывается 301, дебит которых во много раз превосходит дебит колодцев. Нефть из скважин добывали желонкой — металлический сосуд (труба) высотой до 6 м., в дно которого вмонтирован обратный клапан, открывающийся при погружении желонки в жидкость и закрывающийся при её движении вверх. Подъем желонки (тартание) велся вручную, затем на конной тяге (начало 70-х годов XIX века) и с помощью паровой машины (80-е года).

Первые глубинные насосы были применены в Баку в 1876 г., а первый глубинный штанговый насос — в Грозном в 1895 г. Однако тартальный способ длительное время оставался главным. Например, в 1913 году в России 95% нефти добыто желонированием.

Не сформировался к началу XX века и фонтанный способ добычи. Из многочисленных фонтанов Бакинского района нефть разливалась в овраги, реки, создавала целые озера, сгорала, безвозвратно терялась, загрязняла почву, водоносные пласты, море.

В настоящее время основной способ добычи нефти — насосный при помощи установок электроцентробежного насоса (УЭЦН) и штанговых скважинных насосов (ШСН).

Функциональная схема комплекса машин и оборудования для добычи нефти и газа.

1 – нефтяные скважины; 2 – нагнетательные скважины; 3 – система сбора, подготовки нефти и газа; 4 – насосные станции; Г – газ; Н – нефть; В - вода

Нефтегазовая залежь, условно показанная в виде антиклинальной структуры, содержит нефть, подпираемую по крыльям структуры пластовой жидкостью, а в сводовой части – газовую шапку. Пласт эксплуатируют скважинами, часть которых обычно называемых нефтяными, служат для извлечения пластовой жидкости, а часть – для нагнетания в пласт воды и газа. Для подъема по скважине добываемой пластовой жидкости используют комплекс другого оборудования – оборудования для эксплуатации скважин. Пластовую жидкость, содержащую кроме нефти воду, газ, механические примеси, с помощью системы сбора собирают и разделяют, после чего нефть обессоливают, обезвоживают и как товарную направляют потребителям. Из газа после первичной обработки получают сухой газ. Для интенсификации и более полного извлечения запасов нефти из пласта используют комплекс оборудования, к которому относится оборудование для кислотной обработки пласта, его гидроразрыва, а также для термовоздействия. Для поддержания и восстановления пластовой энергии в пласт закачивают воду и газ, в том числе добытую воду, а также сухой газ.

Собственно скважина, нефтяная или нагнетательная, и подъемное или нагнетательное оборудование, которым она оснащена, сохраняют работоспособность ограниченное время. Поэтому эксплуатация каждой скважины циклична, прерывиста. Время перерывов складывается из времени, затрачиваемое на ремонт скважины (капитальный ремонт) или ремонт внутрискважинного оборудования (текущий ремонт). Межремонтный период работы скважин невелик, а затраты времени и труда на ремонт весьма большие, что делает необходимым иметь службу ремонта, оснащенную большим количеством сложного оборудования для ТРС и КРС. После капитального ремонта или после бурения новой скважины необходимо ее освоение с использованием специализированного оборудования.

Подробная классификация машин и оборудования для добычи нефти и газа представлена в [1].

Машины и оборудование для добычи нефти и газа классифицируют по технологическому признаку.

I группа – Оборудование эксплуатационной скважины

Оборудование этой группы включает:

1. обсадные колонны труб;

2. колонные головки;

3. пластовые фильтры в зоне продуктивного пласта;

4. забойные клапаны-отсекатели пласта, устанавливаемые над фильтром, для предупреждения открытого, т. е. аварийного, фонтанирования скважины;

5. пакеры, служащие для разделения скважины 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

В состав группы входит следующее оборудование:

1. оборудование для фонтанных скважин;

2. оборудование для газлифтной эксплуа­тации скважины;

3. запорные устройства для перекрытия и герметизации трубопроводов, для управления потоками жидкости или газа;

4. насосно-компрессорные трубы;

5. штанговые скважинные насосные установки (с механическим приводом, с гидравлическим приводом);

6. установки бесштанговых насосов (установки электроцентробежных насосов, установки винтовых насосов с поверхностным и погружным приводами, установки гидропоршневых насосов, диафрагменные насосы, струйные насосы);

7. оборудование для одновременно раздельной эксплуатации скважин.

III группа – Оборудование для подземного ремонта, освоения и обработки скважин. В группу входит следующее оборудование:

1. агрегаты для спуско-подъемных операций;

2. агрегаты для ремонта скважин под давлением;

3. агрегаты, предназначенные для работы с колонной гибких труб, наматываемых на барабан;

4. оборудование для промывки скважин;

5. оборудование для ликвидации открытых фонтанов.
6. инструмент для спуско-подъемных операций (элеваторы, трубные и штанговые ключи, ручные и механические ключи, спайдеры и т.д.).

IV группа – Оборудование для интенсифика­ции добычи нефти и газа и для увеличения нефтегазоотдачи пластов. В группу входит сле­дующее оборудование:

1. оборудование для подготовки воды;

2. оборудование для нагнетания в пласт воды (насосы и насосные станции для нагнетания в пласт воды);

3. оборудование для нагнетания в пласт газа (оборудование для подготовки газа и компрессорные станции для закачки газа в пласт);

4. оборудование и коммуникационные сооружения (сети трубопроводов и распределительных уст­ройств для подачи воды от насосных станций и газа от компрессорных к нагнетательным скважинам);

5. оборудование для гидроразрыва или кислотной обра­ботки;

6. оборудование для вибровоздействия, термического воздействия на призабойную зону пласта и на пласт в целом.

V группа – Оборудование для сбора и подготовки нефти и газа. В группу входит следующее оборудование:

1. оборудование для разделения пластовой жидкости на нефть, газ и воду.

2. оборудование для подготовки товарной нефти;

3. внутрипромысловые перекачивающие станции;

4. оборудование для хранения нефти;

5. трубопроводные коммуникации с замерными, запорными, регулирующими устройствами.

VI группа – Оборудование для эксплуатации морских нефте­газовых и газовых промыслов.

VII группа – Оборудование ремонтно-механической службы
для поддержания в работоспособном состоянии всего парка
машин, специального оборудования, сооружений.

VIII группа – Оборудование службы энергетики [1].

 

Конструкция эксплуатационной скважины

Эксплуатационной называют скважину, посредством которой осуществляют операции по транспортированию пластовой жидкости и газа на поверхность или, наоборот, транспортирование нагнетаемых в пласт жидкости и газа. Помимо эксплуатационных существуют скважины специального назначения, которые строятся с целью разведки и изучения геологии месторождения, проверки опытных образцов оборудования и т.д. В зависимости от назначения весь фонд эксплуатационных скважин разделяется на добывающие и нагнетательные. Самая распространенная конструкция эксплуатационной скважины представлена на рисунке 10.1.

 

 

- цементное кольцо

 

1 – направление; 2 – кондуктор;

3 – промежуточная колонна;

4 – эксплуатационная колонна;

5 – перфорационные отверстия;

6 – порода-коллектор

Рисунок 10.1 – Конструкция скважины

Первая труба или колонна труб, служащая для предотвращения размыва пород, залегающих вблизи поверхности, и защиты окружающих вод от загрязнения, называется направлением. Колонна труб, спускаемая в скважину за направлением и служащая для крепления стенок в неустойчивых породах, а так же для защиты пресных вод от загрязнения, называется кондуктором. Направление и кондуктор цементируют до устья. Последняя внутренняя колонна труб называется эксплуатационной. Эксплуатационная колонна является каналом для транспортирования на поверхность пластовой жидкости (смеси жидкости и (или) газа). Все колонны труб между кондуктором и эксплуатационной колонной называются промежуточными. Их спускают при необходимости крепления глубокозалегающих неустойчивых горных пород или для изоляции сильно обводненных горизонтов, осложняющих строительство скважины. Промежуточных колонн может быть несколько. Цементирование промежуточных и эксплуатационной колонн до устья в газовых скважинах является обязательным. Хотя в настоящее время цементирование колонн до устья делают и для нефтяных скважин.

Участок эксплуатационной колонны, находящийся вблизи породы-коллектора, в котором высверливаются или простреливаются отверстия для возможности гидравлического сообщения внутреннего канала колонны с пластом-коллектором, называется фильтром.

Профиль представленной на рисунке скважины является вертикальным. Подобные скважины строятся в случае благоприятного расположения как с точки зрения природных факторов (неболотистая местность), так и с точки зрения близости к объектам человека (не сельско-хозяйственная земля, не жилая зона и т.д.). В противном случае строятся скважины, имеющие наклонно-направленный профиль. Как правило, в конструкции наклонно-направленных скважин имеется следующие зоны: вертикальный участок от устья, участок набора кривизны и третий участок, который может быть или вертикальным, или горизонтальным, или наклонно-направленным относительно вертикали. Скважины с наклонно-направленным профилем широко используются в трудно доступных месторождениях, при разработке шельфовых месторождений и т.д.

Оборудование эксплуатационной скважины

На устье скважин колонны обсадных труб обвязываются между собой с помощью колонной головки. Колонная головка (см. рисунок 10.2) связывает в единую систему колонны обсадных труб, герметизирует межтрубные пространства и передает нагрузку от веса колонн кондуктору. При эксплуатации скважин колонная головка должна не только герметизировать межтрубные пространства, но и позволять замерять в них давление, отводить из них газ или заполнять их технологической жидкостью при ремонтных или аварийных работах. Для этого в колонных головках имеются отверстия, закрытые пробками.

Условия эксплуатации колонной головки достаточно сложны: нагрузка от веса обсадных колонн может превышать нескольких сот килоньютонов, элементы колонной головки воспринимают помимо внутреннего давления среды ее коррозионное воздействие, при эксплуатации скважин в условиях пониженных температур элементы колонной головки испытывают температурные деформации.

Нарушение надежности работы колонной головки неизбежно приводит к серьезным авариям, загрязнению окружающей среды и к несчастным случаям [1].

Колонная головка для обвязки двух колонн состоит из корпуса 3, навинченного на патрубок 5 (см. рисунок 10.2). В нижней части патрубка 5 установлен фланец, с помощью которого патрубок соединяется с фланцем кондуктора 7. Внутренняя поверхность корпуса 3 имеет коническую форму, с помощью клиньев 4 происходит подвешивание колонны эксплуатационных труб 6.

 

1 – катушка; 2 – уплотнительный узел; 3 – корпус; 4 – клинья; 5 – патрубок; 6 – эксплуатационная колонна; 7 – фланец кондуктора

Рисунок 10.2 – Конструкция колонной головки

 

На фланце корпуса устанавливается катушка 1. Межтрубное пространство герметизируется уплотнительным узлом 2.

Вертикальный размер колонной головки, представленной на рисунке 2.2, около одного метра. Масса в зависимости от диаметра обсадных труб до 500-550 кг. Обычно такими головками оборудуют устья скважин глубиной 1500-2000 м с давлением до 25 МПа [1].

Материалом для изготовления колонных головок, как правило, является сталь. Корпуса крестовин и катушек колонной головки могут изготавливаться полностью литьем или соединением отлитых заготовок с кованными или штампованными фланцами. Заготовки после сварки подвергаются термообработке для снятия остаточных напряжений.

Стволовая часть скважины представляет собой колонну обсадных труб и цементное кольцо. Обсадные трубы и муфты к ним изготавливаются по ГОСТ 632-80.

Стандартом регламентируются механические свойства стали, геометрические размеры труб и муфт к ним, конструкции резьбовых соединений, методы и параметры испытаний [1, 2].

Одними из главных факторов, учитываемых при расчете обсадной колонны, являются температура и давление. При тепловых методах воздействия на призабойную зону пласта температурные деформации обсадной колонны могут вызвать перемещения устьевой части при частичном цементировании или потерю герметичности ствола. В обоих случаях происходит увеличение нагрузок на цементное кольцо и колонную головку. При больших перемещениях колонны применяют специальные конструкции колонных головок, которые обеспечивают свободное перемещение верхней части колонны для компенсации температурных расширений.

Как было сказано выше, участок скважины, пробуренный в зоне продуктивного пласта, называется фильтром. Фильтр предназначен для исключения разрушения продуктивного пласта в зоне скважины и для фильтрации пластовой жидкости, поступающей из пласта к забою скважины.

Фильтр скважины может быть неизвлекаемым (постоянным) или сменным. К постоянным относятся фильтры, получаемые при пулевой, кумулятивной или гидропескоструйной перфорации колонны и цементного кольца. Получаемые в этом случае отверстия в обсадной колонне и цементном кольце являются каналом для гидравлического сообщения породы-коллектора и забоя скважины. К сменным фильтрам относятся гравийные, металлокерамические, гравитационные и др. Сменный гравийный фильтр представляет собой две концентрично-расположенные трубы, между которыми засыпан гравий. Фильтр в сборе спускают в эксплуатационную колонну и устанавливают в зоне продуктивного пласта. В верхних и нижних частях фильтр герметизируется. Отличием металлокерамического фильтра от гравийного является наполнение фильтра – в качестве фильтрующего элемента применяют спеченные металлокерамические шарики [1].

Конструкция колонной обвязки предусматривает возможность:

- восстановления герметичности межколонных пространств подачей в межпакерную полость консистентного смазочного материала;

- опрессовки фланцевых соединений;

- контроля и разведки давления среды в межколонных пространствах;

- проведение цементирования скважины.

Иногда колонная головка может иметь сальник, чтобы эксплуатационная колонна могла перемещаться в вертикальном направлении (например, при закачке теплоносителя). Основные параметры колонных обвязок: число обвязываемых колонн; их диаметры; давления, на которые рассчитаны корпуса колонных обвязок, в умеренном и холодном макроклиматических районах; исполнение коррозионно-стойкое К2, К2И, КЗ для скважин, продукция которых содержит (по объему) сероводород и углекислый газ соответственно до 6 % без ингибирования рабочей среды и с ингибированием до 25 %.

Для обозначения колонных обвязок принята система шифрования. Полный шифр оборудования обвязки обсадных колонн условно представляется в виде ОККХ—X1—X2X3X4X5, где ОК — оборудование обвязки колонн; К — подвеска клиньевая; Х — число колонн, подвешиваемых на клиньях; X1 — рабочее давление; X2 — диаметр эксплуатационной колонны; X3 — диаметр первой промежуточной колонны; X4 — диаметр направления; X5 — исполнение по коррозионной стойкости.

Например, оборудование обвязки колонн с клиньевой подвеской двух колонн, диаметром эксплуатационной колонны 168 мм, диаметром эксплуатационной колонны направления 324 мм для сред, содержащих Н2 и СО2 до 6 %, обозначается ОКК2—350—168x245х324хК2.

Трехкорпусная колонная обвязка (рисунок 10.3) состоит из однофланцевой колонной головки 1 и двухфланцевых колонных головок 2 и 4. Колонные головки включают корпуса 9, 13, 16, клиньевые подвески 8, 12 и 15, пакеры, состоящие из опорных (нижних) и нажимных 6 (верхних) колец и упругих уплотнителей 5, 7. На боковых отводах корпусов колонных головок устанавливают манифольды контроля давления, состоящие из запорных устройств 10, 14, 17, манометров 11 соответствующего класса, фланцевых или резьбовых заглушек 3.

Промышленностью выпускается также колонные головки типа ОКБ, конструкция которых принципиально отличается тем, что она позволяет в одном корпусе обвязать три обсадных колонны.

Рисунок 10.3 — Трехкорпусная колонная обвязка ОК

Оборудование для предупреждения открытых фонтанов

Для предупреждения открытых фонтанов при эксплуатации скважин и при выполнении ремонтных работ применяются комплексы управляемые скважинные с клапаном-отсекателем типа КУСА и КУСА-Э. Комплексы могут обслуживать от одной до восьми скважин в случае разгерметизации устья или при отклонении от заданных параметров работы скважин (изменение дебита или давления) и при возникновении пожара. Комплекс КПГ предназначен для индивидуальных газовых скважин, содержащие преимущественно сероводород и углекислый газ, и обеспечивает автоматическое перекрытие ствола скважины при ее фонтанировании.

Основные элементы комплексов – пакер, скважинный клапан-отсекатель, устанавливаемый внутри насосно-компрессорных труб, наземная станция управления. По способу управления клапаны-отсекатели делятся на автоматические и дистанционные. Дистанционное управление клапаном-отсекателем может быть пневмо- (КУСА) или электрогидравлическим (КУСА-Э).

В отечественных конструкциях запорным органом служит заслонка или шар. На рисунке 10.4 представлена схема клапана-отсекателя, в котором в качестве рабочего органа выступает шар.

1 – корпус клапана; 2 – шаровой рабочий орган; 3 – штифт; 4 – поршень; 5 – пружина; А – надпоршневая полость с избыточным давлением газа

Рисунок 10.4 – Схема клапана-отсекателя с шаровым рабочим органом

Автоматический клапан-отсекатель состоит из корпуса 1, внутри которого подвижно смонтирован поршень 4, соединенный с шаровым рабочим органом 2 (см. рисунок 10.4). Шаровой рабочий орган имеет цилиндрическое отверстие, ось которого в открытом положении совмещена с осью центрального канала отсекателя. Поворот шарового рабочего органа при движении поршня 4 вверх на высоту Δh осуществляется с помощью штифта 3, с одной стороны ввернутого в корпус, а с другой – входящего в фигурный паз на поверхности шара. Надпоршневая полость А с избыточным давлением газа герметизируется от действия откачиваемого флюида уплотнительными кольцами.

Автоматический клапан-отсекатель работает следующим образом.

Перед спуском автоматического клапана-отсекателя в скважину давление газа в надпоршневой полости А и усилие от сжатия пружины 5 подбираются таким образом, чтобы под действием перепада избыточного давления пластовой жидкости ΔР, возникающего вследствие разности площадей верхнего и нижнего концов поршня 4, последний находился бы в крайнем нижнем положении (см. рисунок 10.3). При этом шаровой рабочий орган находится в открытом положении. В случае падения давления пластовой жидкости усилие от сжатия пружины и давление газа в полости преодолевает усилие, действующее на поршень и последний вместе с шаровым рабочим органом перемещается вверх. Цилиндрическое отверстие шарового рабочего органа поворачивается на 90º и перекрывает центральный канал отсекателя.

Недостатком автоматического клапана-отсекателя является наличие герметизированной полости над поршнем, в которой необходимо постоянно сохранять определенное давление газа в течение всего срока эксплуатации, что снижает надежность клапана [1, 4].

Конструкция клапана-отсекателя с дистанционным управлением аналогична с автоматическим клапаном-отсекателем. Клапан-отсекатель с дистанционным управлением имеет специальный канал, присоединяемый к колонне насосно-компрессорных труб, с помощью которого в полости А постоянно контролируется избыточное давление газа (см. рисунок 2.3). В случае необходимости глушения скважины давление в полости А выводится на необходимый уровень, и за счет усилия от сжатия пружины и давления в полости А поршень перемещается вверх, перекрывая центральный канал отсекателя с помощью шарового рабочего органа. Клапан-отсекатель открывается вновь при подаче давления в надпоршневую полость по каналу управления.

 

Заключение

Современное многообразие нефтегазопромыслового оборудования требует детального разбора конструкции оборудования, которое является специфическим, непохожим друг на друга. Специфические условия эксплуатации требует знаний о происходящих внутри скважины процессах и роли нефтегазодобывающего оборудования в системе «пласт-скважина».

 

Список использованных источников

1. Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. Учебник для вузов. – М.: Недра, 1984. – 464 с.

2. Трубы нефтяного сортамента. Справочник. Под общ. ред А.Е. Сарояна. – М.: Недра, 1987. – 488 с.

3. Крец В.Г., Лене Г.В. Основы нефтегазодобычи. Учебное пособие. – Томск: Изд-во ТПУ, 2000. – 220 с.

4. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. Под ред. Е.И. Бухаленко. – М.: Недра, 1983. – 399 с.

 

Лекция 10.2

Введение

Фонтанирующие скважины позволяют отбирать продукцию под действием энергии пласта. В этом случае применяется минимально возможное количество элементов оборудования, размещаемого в скважине и на устье.

Основная часть

 

Оборудование любой скважины, в том числе фонтанной, должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвращения аварийных ситуаций. Оно подразделяется на наземное (устьевое) и скважинное (подземное).

Наземное оборудование

К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру и манифольд. Фонтанной арматурой оборудуют фонтанные нефтяные и газовые скважины. Ее устанавливают на колонную головку. Фонтанная арматура изготавливается по ГОСТ 13846-89.

Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам. Эти признаки включают в шифр фонтанной арматуры.

Фонтанная арматура включает трубную обвязку (головку и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами).

Трубная обвязка — часть фонтанной арматуры, устанавливаемся на колонную обвязку, предназначена для обвязывания одного или двух скважинных трубопроводов, контроля и управления потоком скважинной среды в затрубном (межтрубном) пространстве.

Скважинный трубопровод своим верхним концом закрепляется в катушке‑трубодержателе, устанавливаемой на трубную головку, либо в муфте‑трубодержателе, устанавливаемой в корпусе трубной головки. Схемы трубных обвязок приведены на рисунке 10.5.

 

1 — ответный фланец; 2 — запорное устройство; 3 — трубная головка;

4 — манометр с запорно‑разрядным устройством

Рисунок 10.5 — Схемы трубных обвязок фонтанной арматуры

Фонтанная арматура выпускается на рабочее давление — 14, 21, 35, 70, 105, и 140 МПа, сечением ствола от 50 до 150 мм, по конструкции фонтанной елки крестовые и тройниковые, по числу спускаемых в скважину рядов труб однорядные и двухрядные и оборудованы задвижками или кранами.

Пример обозначения: АФК6В—80/50х70ХЛ—К2а

Х1 Х2 Х3 Х4 — Х5/Х6 х Х7 Х8 — Х9 Х10

 

Х1 АФ — арматура фонтанная АН — арматура нагнетательная
Х2 Способ подвешивания скважинного трубопровода: в трубной головке — не обозначается, в переводнике к трубной головке — К, для эксплуатации скважин УЭЦН — Э
Х3 Обозначение типовой схемы елки для арматуры с двумя трубными головками к номеру схемы добавляют «а»
Х4 Обозначение системы управления запорными устройствами: с ручным управлением — не обозначают, с дистанционным — Д, с автоматическим — А, с дистанционным и автоматическим — В
Х5 Условный проход ствола елки, мм
Х6 Условный проход боковых отводов елки, мм при совпадении с условных проходом ствола не указывается
Х7 Рабочее давление, МПа ( кгс/см2)
Х8 Климатическое исполнение по ГОСТ 16350-80: для умеренного и умеренно-холодного микроклиматических районов - не обозначается; для холодного макроклиматического района — ХЛ
Х9 Исполнения по составу скважинной среды: c содержанием Н2S и СО2 до 0.003 % по объему каждого — не обозначается; с содержанием СО2 до 6 % по объему — К1; с содержанием Н2S и СО2 до 6 % по объему каждого — К2 и К2И
Х10 Модификация арматуры или елки

 

Конструкция фонтанной арматуры обеспечивает возможность измерения давления на верхнем буфере елки, а также давления и температуры среды на буфере бокового отвода елки и трубной головки. Стандартами предусмотрено изготовление блочных фонтанных арматур, а также укомплектование по необходимости фонтанных арматур автоматическими предохранительными и дистанционно управляемыми устройствами.

Фонтанная елка — часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на трубную обвязку, предназначена для контроля и регулирования потока скважинной среды в скважинном трубопроводе и направления его в промысловый трубопровод. Типовые схемы фонтанных елок приведены на рисунке 10.6.

При оборудовании скважины двумя концентрическими колоннами НКТ (двухрядная конструкция подъемника) трубы большего диаметра подвешиваются на резьбовом соединении нижнего тройника (крестовина), который устанавливается на крестовину, герметизирующую затрубное пространство.

Трубы меньшего диаметра подвешиваются на резьбе переводника (стволовой катушки), размещаются над тройником (крестовиком) (рисунок 10.5, б).

 

тройниковые — схемы 1, 2, 3 и 4; крестовые — схемы 5 и 6; (1 — переводник к трубной головке; 2 — тройник; 3 — запорное устройство; 4 — манометр с запорно-разрядным устройством; 5 — дроссель; 6 — ответный фланец; 7— крестовина).

Рисунок 10.6 — Типовые схемы фонтанных елок

 

Типовые схемы фонтанных елок (рисунок 10.6) включают либо один (схемы 2 и 1), либо два (схемы 3 и 4) тройника (одно или двухъярусная арматура), либо крестовину (крестовая арматура — схемы 5 и 6).









Что вызывает тренды на фондовых и товарных рынках Объяснение теории грузового поезда Первые 17 лет моих рыночных исследований сводились к попыткам вычис­лить, когда этот...

Что делает отдел по эксплуатации и сопровождению ИС? Отвечает за сохранность данных (расписания копирования, копирование и пр.)...

Что способствует осуществлению желаний? Стопроцентная, непоколебимая уверенность в своем...

Что будет с Землей, если ось ее сместится на 6666 км? Что будет с Землей? - задался я вопросом...





Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:


©2015- 2021 zdamsam.ru Размещенные материалы защищены законодательством РФ.