11 Думлер_Е_Б_«Техника_и_технология_добычи_и_подготовки_нефти_и_газа__Разд. 11 Думлер_Е_Б_«Техника_и_технология_добычи_и_подготовки_нефти_и_. Е. Б. Думлер Техника и технология добычи и подготовки нефти и газа Разделы Оборудование эксплуатационной скважины, Оборудование устьевой, стволовой и фильтровой зон скважин, Оборудование для эксплуатации скважин фонтанными газлифтным способом Практикум
 Скачать 1.15 Mb.
|
|
Министерство образования и науки Республики Татарстан Альметьевский государственный нефтяной институт Е.Б. Думлер Техника и технология добычи и подготовки нефти и газа Разделы Оборудование эксплуатационной скважины, Оборудование устьевой, стволовой и фильтровой зон скважин, Оборудование для эксплуатации скважин фонтанными газлифтным способом Практикум по дисциплине Техника и технология добычи и подготовки нефти и газа для студентов специальности 130602.65 Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов всех форм обучения Альметьевск 2011 Электронная библиотека УДК 622.276.51 Д 82 Е.Б. Думлер Д 82 Техника и технология добычи и подготовки нефти и газа. Разделы Оборудование эксплуатационной скважины, Оборудование устьевой, стволовой и фильтровой зон скважин, Оборудование для эксплуатации скважин фонтанными газлифтным способом Практикум по дисциплине Техника и технология добычи и подготовки нефти и газа для студентов специальности 130602.65 Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов всех форм обучения. – Альметьевск Альметьевский государственный нефтяной институт, 2011. – 58 с. Практикум составлен в полном соответствии с новыми рабочими программами и предназначен для методического обеспечения студентов специальности 130602.65 Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов по дисциплине Техника и технология добычи и подготовки нефти и газа. Практикум рекомендуется использовать для удобства проведения практических занятий по изучению конструкции, принципа работы и расчета узлов и агрегатов нефтепромыслового комплекса оборудования. В методических указаниях к выполнению практических работ приведены схемы, чертежи и оборудования для добычи нефти, описаны их особенности конструкции и принцип работы, представлены методики подбора насосного оборудования к скважине. Практикум рекомендуется к изданию. Печатается по решению учебно-методического совета АГНИ. Рецензент Захарова Е.Ф. – к.т.н , доцент кафедры РиЭНГМ © Альметьевский государственный нефтяной институт, 2011 Электронная библиотека СОДЕРЖАНИЕ. Практическая работа № 1 Изучение конструкции и принципа работы оборудования обвязки обсадных колонн. Муфтовые и клиновые колонные головки 2. Практическая работа № 2 Изучение конструкции и условий нагружения НКТ……………………….…16 3. Практическая работа № 3 Изучение систем управления, уплотнения и фиксации пакеров……….……17 4. Практическая работа № 4 Изучение конструкции скважинных уплотнителей с различными элементами уплотнения, управления и фиксации 5. Практическая работа № 5 Изучение разновидностей устьевой арматуры фонтанного подъемника 6. Практическая работа № 6 Задвижки разновидности, параметры, конструкция, принцип действия 7. Практическая работа №7 Проходные краны разновидности запорного элемента, параметры, конструкция принцип действия 8. Практическая работа № 8 Клапаны виды, параметры, конструкция, принцип действия 9. Практическая работа № 9 Расчет запорных устройств запорной арматуры ……………………………..57 Электронная библиотека ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА №1 ТЕМА Изучение конструкции и принципа работы оборудования обвязки обсадных колонн. Муфтовые и клиновые колонные головки Цель и задачи работы 1. По плакатами чертежам изучить разновидности и конструктивное исполнение узлов и деталей оборудования обвязки нефтяных скважин. 2. Изучить и описать назначение, маркировку, работу и конструкцию оборудования обвязки. 3. Произвести выбор и расчет обсадных труб колонных головок. Продолжительность занятия – 2 часа Методические указания к выполнению работы При подготовке к выполнению практической работы необходимо изучить лекционный материал и использовать литературу, указанную в конце данной работы. Уделить внимание вопросам конструкции, техническим параметрам. Задание на практическую работу Студент согласно варианту задания (исходные данные) должен выполнить следующее 1. Зачертить схему обвязки соответствующую описанию по варианту задания, изучить конструкцию колонной головки, обратить внимание на конструктивное исполнение отдельных узлов и элементов. На схеме обозначить позиции и указать название каждого узла, входящего в ее состав. 2. Описать классификацию и маркировку заданного оборудования. 3. Произвести расчет диаметральных размеров конструкции скважины Порядок оформления В отчете, выполненном и оформленном в тетради для практических работ записать и расшифровать маркировку обвязки колонн зачертить конструктивную схему обвязки колонн описать параметры, вид уплотнения, Электронная библиотека конструкцию оборудования обвязки произвести расчет диаметральных размеров конструкции скважины. Для выполнения задания использовать данные таблиц. Исходные данные № варианта Тип скважины Дебит скважины Способ подвешивания Рабочее давление, МПа Число подвешиваемых труб 1 нефтяная 30 м³/сут на муфте 14 1 2 нефтяная 100 м³/сут на муфте 1 3 газовая 250 тыс.м³/сут на клиньях 2 4 газовая 75 тыс.м³/сут на муфте 1 5 нефтяная 40 м³/сут на муфте 1 6 газовая 500 тыс.м³/сут на клиньях 3 7 газовая 1000 тыс.м³/сут на клиньях 3 8 нефтяная 150 м³/сут на клиньях 2 9 газовая 250 тыс.м³/сут на клиньях 1 10 газовая 60 тыс.м³/сут на муфте 1 11 нефтяная 100 м³/сут на клиньях 1 12 газовая 5000 тыс.м³/сут на клиньях 2 13 нефтяная 20 м³/сут на муфте 1 14 газовая 65 тыс.м³/сут на муфте 1 15 нефтяная 300 м³/сут на клиньях 3 16 газовая 5100 тыс.м³/сут на клиньях 3 17 нефтяная 350 м³/сут на клиньях 3 18 газовая 500 тыс.м³/сут на клиньях 2 19 нефтяная 35 м³/сут на муфте 1 20 газовая 500 тыс.м³/сут на клиньях 3 21 газовая 75 тыс.м³/сут на муфте 1 22 газовая 250 тыс.м³/сут на клиньях 3 23 нефтяная 150 м³/сут на клиньях 1 24 нефтяная 300 м³/сут на клиньях 2 25 нефтяная 40 м³/сут на муфте 1 26 газовая 5200 тыс.м³/сут на клиньях 3 27 газовая 1000 тыс.м³/сут на клиньях 2 28 газовая 250 тыс.м³/сут на клиньях 3 29 нефтяная 320 м³/сут на клиньях 2 30 нефтяная 100 м³/сут на клиньях 1 Электронная библиотека Техническая характеристика оборудования типа ОКМ Диаметр обсадных колонн, мм Тип обвязки Рабочее давление, МПа 1 – я колонная колонна Длина, Мм Масса, кг ОКМ1 14 140 219 1050 320-345 ОКМ1 14 146 245 1050 345-355 ОКМ1 14 186 245 1050 355-380 Техническая характеристика оборудования типа ОКК Наименование типового представителя Параметры ОКК1-21 ОКК1-35 ОКК2-21 ОКК2-35 ОКК2-70 ОКК3-35 ОКК3-70 ОКК3-105 Диаметр обсадной колонны D 1 , мм 219 245 219 245 299 324 340 299 324 340 299 324 340 426 426 426 Диаметр обсадной колонны, закрепляемой в подвеске D 2 , мм 140 146 168 178 140 146 168 178 219 245 219 245 219 245 273 299 324 340 299 324 340 299 324 340 Диаметр обсадной колонны, закрепляемой в подвеске D 3 , мм 140 146 168 178 140 146 168 178 140 146 168 178 194 219 245 273 219 245 273 219 245 273 Диаметр обсадной колонны, закрепляемой в подвеске D 4 , мм 140 146 168 178 194 140 146 168 178 194 140 146 168 178 194 L, мм 850 1090 1320 1340 1340 930 H, мм 460 1065 1150 1730 1730 1890 Масса, кг 345...370 435...460 1115...1140 1255...1280 1540...1660 2470...2620 2470...2620 4840 Электронная библиотека Схемы вариантов обвязки обсадных колонн ОКК1 ОКК2 ОКК3 Электронная библиотека Классификация колонных головок по ГОСТ 30196-94 по различным признакам 1) по виду стволовых подсоединений корпуса с фланцевым соединением с хомутовым соединением 2) по количеству стволовых фланцев (рис. 1): однофланцевая - тип ГК1; двухфланцевая - тип ГК2; 3) по виду трубодержателя: Р – резьбовая (наворачивается на обсадную колонну, включает в себя мандрельную подвеску (рис. 2) и муфтовую подвеску К – клиньевая (технические колонны удерживаются клиновым трубодержателем, расположенным непосредственно в корпусе обвязки колонной головки 4) по количеству трубодержателей водном корпусе с одним трубодержателем; с двумя и более трубодержателями; 5) по соответствию стволового прохода внутреннему диаметру обсадной трубы в основании колонной головки полнопроходная; неполнопроходная; 6) по виду элементов подсоединения к боковым отводам с резьбовыми боковыми отводами с фланцевыми боковыми отводами 7) по элементу подсоединения нижнего присоединительного конца корпуса однофланцевых колонных головок с резьбовым присоединительным концом корпуса с присоединительным концом корпуса, выполненным под приварку к обсадной колонне 8) по конструкции резьбового присоединительного конца корпуса с внутренней резьбой с наружной резьбой 9) по конструкции присоединительного конца корпуса, выполненного под приварку к обсадной колонне с приваркой внутри корпуса с приваркой снаружи корпуса (в настоящем стандарте не рассматривается 10) по соотношению значений рабочих давлений стволовых фланцев двухфланцевых колонных головок с равными значениями рабочих давлений с разными значениями рабочих давлений Электронная библиотека) по соотношению размеров стволовых фланцев двухфланцевых колонных головок с одноразмерными фланцами с разноразмерными фланцами. Маркировка колонных головок По условиям эксплуатации оборудование подразделяется натри группы 1) для умеренного макроклиматического района и некоррозионной среды 2) для умеренного макроклиматического района и коррозионной среды 1) для холодного макроклиматического района и некоррозионной среды. В шифре колонных обвязок приняты следующие обозначения О – обвязка К – колонная Кили М – способ подвешивания колонн соответственно на клиньях или на муфте 1, 2, 3 и т.д. – число подвешиваемых колон (без учета кондуктора рабочее давление, диаметр эксплуатационной колонны в мм, диаметр технической промежуточной) колонны в мм, диаметр колонны кондуктора в мм климатическое исполнение ХЛ – для холодного района исполнение по коррозионной стойкости К – для сред, содержащих Ни СО до 6%; К – для сред, содержащих Ни СО до 25%; К2И – для обвязок, изготовленных из малолегированной и низкоуглеродистой стали с применением ингибитора в скважине. В шифре колонных обвязок приняты следующие обозначения ОКО обвязка К – колонная X 1 – способ подвешивания (на клиньях или на муфте X 2 – число подвешиваемых колонн (без учета кондуктора X 3 – рабочее давление (в МПа X 4 … X 7 – диаметры обсадных труб (в зависимости от количества X 8 – климатическое исполнение. Например, рассмотрим оборудование типа ОКК2–35–146×219×299 К Электронная библиотека О – обвязка К – колонная К – клиновая подвеска 2 – число подвешиваемых колонн 35 – рабочее давление (МПа 146 – диаметр эксплуатационной колонны 219 – диаметр промежуточной колонны 299 – диаметр кондуктора К – коррозионное исполнение. Расчет диаметральных размеров конструкции скважины При конструировании скважины исходным для расчета является диаметр эксплуатационной колонны, который устанавливают в зависимости от ожидаемого дебита скважины, либо конечный диаметр скважины, определяемый размером инструментов и приборов, которые будут использоваться в скважине. Расчет диаметров производится в следующем порядке 1) По заданному дебиту нефтяной или газовой скважины определяют внешний диаметр эксплуатационной колонны эксп (см. прил, табл. 1). 2) Определяем диаметр соединительной муфты для выбранной эксплуатационной колонны D мэ (см. прил, табл. 2). 3) Вычисляем ориентировочно диаметр долота для бурения под эксплуатационную (первую снизу) колонну по формуле D дэ = D мэ + d, где d – минимально допустимая разность диаметров ствола скважины и муфты обсадной колонны. В соответствии с пунктом 2.3.3 ПБ 08-624-03 необходимая разность диаметров скважин и муфт обсадных колонн должна выбираться исходя из оптимальных величин, установленных практикой бурения и максимально обеспечивающих беспрепятственный спуск каждой колонны до проектной глубины, а также качественное их цементирование. Электронная библиотека Диаметр долота D дэ принимают в соответствии с нормализованными размерами по ГОСТ 20692-2003 (см. прил, табл. 4). 4) Внутренний диаметр последующей обсадной колонны (промежуточной d вн = D дэ + 2D, где D – радиальный зазор между внутренней стенкой обсадной трубы промежуточной колонны и долотом для бурения под эксплуатационную колонну (D = 5 – 10 мм. Варьируя величиной D получаем значение d вн По расчетному значению внутреннего диаметра промежуточной обсадной колонны подбирают ее нормализованный наружный диаметр (см. прил, табл. 2) п – для оборудования типа ОКК2, пи п для оборудования типа ОКК3. Подобным образом повторяют расчет для каждой последующей колонны до самой верхней. Пример расчета Задание Рассчитать диаметральные размеры конструкции скважины, состоящей из кондуктора, промежуточной и эксплуатационной колонн при э = 146 мм. 1) По таблице 3 находим, что обсадные трубы с наружным диаметром э = 146 мм имеют диаметр соединительной муфты D мэ = 166 мм. Вычислим ориентировочно диаметр долота для бурения под эксплуатационную колонну D дэ = D мэ + d = 166 +20 = 186 мм Принимаем по таблице 4 ближайший больший диаметр долота D дэ = 190,5 мм. 2) Определим внутренний диаметр промежуточной обсадной колонны d вн = D дэ + 2D = 190,5 + 2×5 = 200,5 мм По таблице 3 находим, что примерно такой внутренний диаметр имеют обсадные трубы с внешним диаметром п = 219,1 мм при толщине стенки 8,9 и 10,2 мм. 219,1 – 2 × 8,9 = 201,3 мм 219,1 – 2 × 10,2 = 198,7 мм. Принимаем для промежуточной обсадной колонны трубы диаметром п =219,1 мм с толщиной стенки 8,9 мм (толщина стенки и группа прочности материала труб уточняются в последующем при прочностном расчете обсадной Электронная библиотека колонны. 3) Трубы с наружным диаметром пром = 219,1 мм имеют диаметр соединительной муфты D мп = 244,5 мм (таблица 3). Определим диаметр долота для бурения под промежуточную обсадную колонну D дп = D мп + d = 244,5 + 25 = 269,5 мм Принимаем по таблице 4 ближайший больший диаметр долота D дп = 269,9 мм. 4) Определим внутренний диаметр кондуктора d вн = D дп + 2D = 269,5 + 2×5 = 279,5 мм По таблице 2 находим, что такой внутренний диаметр имеет обсадная труба с внешним диаметром к = 299 мм при толщине стенки 9,5 мм. Таким образом мы получили 1) Диаметр эксплуатационной колонны э = 146 мм 2) Диаметр промежуточной колонны п =219,1 мм 3) Диаметр кондуктора к = 299 мм. Таблица 1 Соответствие рекомендуемого условного внешнего диаметра эксплуатационной колонны и суммарного дебита продуктивного пласта Нефтяные скважины Газовые скважины Суммарный дебит, м³/сут Рекомендуемый внешний диаметр эксплуатационной колонны, мм Суммарный дебит, тыс.м³/сут Рекомендуемый внешний диаметр эксплуатационной колонны, мм < 40 114 < 75 114 40-100 127-140 75 - 250 114-146 100-150 140-146 250 - 500 146-168 150-300 168-178 500 - 1000 168-219 >300 178-194 1000 - 5000 219-273 Таблица 2 Минимально допустимая разность диаметров муфт обсадных труби скважин Номинальный диаметр обсадных труб 114 140 168 273 324 127 146 178 299 340 194 351 219 377 245 426 Разность диаметров, мм 15 20 25 35 39-45 Электронная библиотека Таблица 3 Трубы с короткой треугольной резьбой и муфты к ним (размеры в мм Труба Муфта Условный диаметр трубы Наружный диаметр D Толщина стенки s Внутренний диаметр d Массам, кг Наружный диаметр D н Длина L м Масса, кг 5,2 103,9 14,0 5,7 102,9 15,2 6,4 101,5 16,9 7,4 99,5 19,4 114 114,3 8,6 97,1 22,3 127,0 158 3,7 5,6 115,8 16,7 6,4 114,2 19,1 7,5 112,0 22,1 127 127,0 9,2 108,6 26,7 141,3 165 4,6 6,2 127,3 20,4 7,0 125,7 22,9 7,7 124,3 25,1 9,2 121,3 29,5 140 139,7 10,5 118,7 33,6 153,7 171 5,2 6,5 133,1 22,3 7,0 132,1 24,0 7,7 130,7 26,2 8,5 129,1 28,8 9,5 127,1 32,0 146 146,1 10,7 124,7 35,7 166,0 177 8,0 7,3 153,7 29,0 8,0 152,3 31,6 8,9 150,5 35,1 10,6 147,1 41,2 168 168,3 12,1 144,1 46,5 187,7 181 9,1 5,9 166,0 24,9 6,9 164,0 29,1 8,1 161,6 33,7 9,2 159,4 38,2 10,4 157,0 42,8 11,5 154,8 47,2 178 177,8 12,7 152,4 51,5 194,5 184 8,3 7,6 178,5 35,0 8,3 177,1 38,1 9,5 174,7 13,3 10,9 171,9 49,2 194 193,7 12,7 168,3 56,7 215,9 190 12,2 6,7 205,7 35,1 7,7 203,7 40,2 8,9 201,3 46,3 10,2 198,7 52,3 11,4 196,3 58,5 12,7 193,7 64,6 219 219,1 142 190,7 71,5 244,5 196 16,2 7,9 228,7 46,2 8,9 226,7 51,9 10,0 224,5 58,0 11,1 222,3 63,6 12,0 220,5 68,7 245 244,5 13,8 216,9 78,7 269,9 196 17,9 Электронная библиотека Труба Муфта Условный диаметр трубы Наружный диаметр D Толщина стенки s Внутренний диаметр d Массам, кг Наружный диаметр D н Длина L м Масса, кг 7,1 258,9 46,5 8,9 295,3 57,9 10,2 252,7 65,9 11,4 250,3 73,7 12,6 247,9 80,8 13,8 245,5 88,5 15,1 242,9 96,1 273 273,1 16,5 240,1 104,5 298,5 203 20,7 8,5 281,5 60,5 9,5 279,5 67,9 11,1 2763 78,3 12,4 273,7 87,6 299 298,5 14,8 268,9 103,5 323,9 203 22,5 8,5 306,9 66,1 9,5 304,9 73,6 11,0 301,9 84,8 12,4 299,1 95,2 324 323,9 14,0 295,9 106,9 351,0 203 23,4 8,4 322,9 68,5 9,7 320,3 78,6 10,9 317,9 88,6 12,2 315,3 98,5 13,1 313,5 105,2 14,0 311,7 112,2 340 339,7 15,4 308,9 123,5 305,1 203 25,5 9,0 333,0 75,9 10,0 331,0 81,1 11,0 329,0 92,2 351 351,0 12,0 327,0 100,3 376,0 229 29,0 9,0 359,0 81,7 10,0 357,0 90,5 11,0 355,0 99,3 377 377,0 12,0 363,0 108,0 402,0 229 31,0 9,5 387,4 93,2 11,1 384,2 108,3 12,6 381,2 122,1 406 406,4 16,7 373,0 160,1 431,8 228 35,9 10,0 406,0 102,7 11,0 404,0 112,6 426 426,0 12,0 402,0 122,5 451,0 229 37,5 473 473,1 11,1 450,9 125,9 508,0 228 54,0 11,1 485,8 136,3 12,7 482,6 155,1 508 508,0 16,1 475,8 195,6 533,4 228 44,6 Электронная библиотека Таблица 4 Долото шарошечные Диаметр долота D, мм Диаметр долота D, мм Номинальный Предельное отклонение Номинальный Предельное отклонение 76,0 +0,6 222,3 93,0 238,1 95,3 241,3 98,4 244,5 114,3 250,8 117,5 269,9 120,6 295,3 127,0 304,8 130,2 311,1 132,0 320,0 139,7 349,2 +0,8 146,0 365,1 151,0 368,3 161,0 371,5 165,1 374,6 171,4 393,7 187,3 444,5 +1,6 190,5 469,9 200,0 473,1 212,7 490,0 215,9 +0,8 508,0 +2,4 Литература 1. Иогансен КВ. Спутник буровика Справочник. - М Недра, 1990. 2. Калинин А.Г. и др. Технология бурения разведочных скважин на нефть и газ. - М Недра, 1998. 3. Середа Н.Г. Проектирование конструкции скважины. - М ГАНГ, 1994. 4. ГОСТ 20692 – 2003. Шарошечные долота. Технические условия. 5. ГОСТ 632 – 80. Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия. 6. ГОСТ 30196-94. Головки колонные. Типы, основные параметры и присоединительные размеры. 7. Бухаленко Е.И., Абдулаев ЮГ. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования. – М Недра, 1974. 8. Гиматудинов П. К. Справочная книга по добыче нефти- М. Недра, 1977. 9. Молчанов А. Г, Чичеров Л. Г. Нефтепромысловые машины и механизмы. – М Недра, 1976. - 327 с. Электронная библиотека ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА №2 ТЕМА Изучение конструкции и условий нагружения НКТ» |