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.
|
|
Цель и задачи работы 1. Изучить разновидности, типы, ГОСТ, маркировку, конструкцию обсадных и насосно – компрессорных труб. 2. Изучить методику расчета по подбору колонн НКТ к скважине. 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. На основе изучения теоретического материала лекций и рекомендуемой литературы студенты выполняют практическую работу по расчету колонн насосных труб. Вариант задания соответствует порядковому номеру в журнале группы. Образцы заданий, таблицы исходных данных, методика расчета колонн насосных штанг приведены в учебно – методических указаниях для выполнения практической работы автора Архипова К.И. Изучение конструкции, условий нагружения и расчет насосно – компрессорных труб Задание на практическую работу 1. Изучить ГОСТ, типы, маркировку, основные параметры, область применения, конструктивные особенности НКТ и обсадных труб. 2. Произвести выбор и расчет на прочность различных типов НКТ. Порядок выполнения работы Студент согласно варианту задания (исходные данные) должен выполнить следующее 1. Изучить назначение, маркировку, область применения, разновидности и конструктивное исполнение НКТ. 2. Произвести выбор и расчет колонн насосно – компрессорных труб. Электронная библиотека Литература 1. Архипов К.И. Изучение конструкции, условий нагружения и расчет насосно – компрессорных труб учебно – методические указания к выполнению практических работ. - Альметьевск Альметьевский государственный нефтяной институт, 2010. 2. Архипов К.И., Абзипаров МИ, Думлер Е.Б. и др Справочник по глубиннонасосному оборудованию. – Альметьевск Тат АСУнефть, 2008 г. 3. Сароян А. Е, Субботин МА. Эксплуатация колон насосно – компрессорных труб - М Недра, 1985. ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА ТЕМА Изучение систем управления, уплотнения и фиксации пакеров» Цель и задачи работы 1. Изучить основные элементы систем управления, уплотнения и фиксации пакеров. 2. Уметь определить месторасположение и разновидность узлов систем управления уплотнения и фиксации пакера на чертежах и натурных образцах, которые представлены в лаборатории. 3. Знать конструктивные особенности, назначение и принцип работы узлов систем. 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. Задание на практическую работу 1. На чертеже пакера (выдается преподавателем, определить элементы системы управления, уплотнения и фиксации. Зачертить соответствующие Электронная библиотека элементы и описать их конструктивные и принципиальные особенности в тетради для практических работ. 2. Определить способы предотвращения затекания резины в зазор. 3. Изучить конструкцию и уметь объяснить принцип работы пакера. Способы борьбы с затеканием уплотнительных элементов Опасность затекания резины в зазоры зависит от создаваемого давления на манжеты и величины зазора между деталями пакера и обсадной колонной. Сила сжатия уплотнительных манжет должна быть достаточной для обеспечения их деформированием, но при этом ограничена расчетной величиной. Опасность затекания резины в щель вероятна при давлении более 30 МПа. В тоже время уменьшение зазоров лимитировано опасностью заклинивания пакера в скважине при его спуске, поэтому между наибольшим диаметром пакера и наименьшим внутренним диаметром обсадной колонны принимается зазор от 14 до 22 мм. Во избежание затекания резины в зазор между сопрягаемыми металлическими деталями при больших давлениях манжеты могут выполняться с конусными торцами ( рис. 4, б, в, г, причем, торец с внутренним конусом ( рис, б) должен быть обращен в сторону высокого давления, ас наружным в сторону низкого. Рис. 1 Разновидности уплотнительных манжет В некоторых пакерах функции манжет могут быть разными, те. манжеты подразделяются на собственно уплотняющие и защитные или ограничительные. Форма и размеры манжет обеих типов в этом случае несколько различаются. Ограничительная манжета вводится в конструкцию в целях предотвращения Электронная библиотека затекания резины в зазор основной уплотнительной. Уплотнительные элементы могут разделяться промежуточными металлическими деталями – обоймами, кольцами, втулками, шайбами, выполняющими роль ограничителей длины. Промежуточные детали могут выполняться в виде обойм – антизатекателей, имеющих одинаковый принцип действия, но разную форму (риса, б, в. Рис. 2 Уплотнители с обоймами – антизатекателями При действии осевой нагрузки усики фигурных обойм отгибаются, как показано пунктиром, и занимают перпендикулярное коси пакера положение, достигая стенки обсадной колонны и перекрывая зазор, те. создавая замкнутый контур для эластичного материала. Для выполнения своих функций обоймы изготовляются из мягкого металла (алюминия, малоуглеродистой стали и др. Недостаток вариантов уплотнителя с обоймами – антизатекателями в том, что обоймы не восстанавливают свою первоначальную форму, поэтому съём пакера с места требует предварительного расхаживания колонны труб с пакером до износа отогнутых участков обойм – усиков. Уплотнитель может быть выполнен в виде набора большого числа плоских манжет, выполненных в виде шайб. Литература 1. Архипов К.И. Пакеры. (Скважинные уплотнители. Учебное пособие. – Альметьевск АГНИ, 2005 г. ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА № ТЕМА Изучение конструкции и принципа работы скважинных уплотнителей с различными элементами уплотнения, управления и фиксации изучение систем управления, уплотнения и фиксации пакеров» Электронная библиотека Цель и задачи работы 1. Изучить конструктивные особенности, назначение и принцип работы узлов систем пакеров. 2. Уметь определить разновидность узлов систем управления уплотнения и фиксации пакера на чертежах и натурных образцах, которые представлены в лаборатории. 3. Изучить способы приведения в действие и вывод из рабочего состояния пакеров с различной компоновкой узлов и систем. 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 В процессе выполнения практической работы предусмотрен просмотр видеоролика «Пакеры» Литература 1. Архипов К.И. Пакеры. (Скважинные уплотнители. Учебное пособие. – Альметьевск АГНИ, 2005 г. ПРАКТИЧЕСКАЯ РАБОТА Тема Изучение разновидностей устьевой арматуры фонтанного подъемника Цель и задачи работы 1. Ознакомиться с основными параметрами и типовыми схемами фонтанной арматуры по ГОСТ 13846-89. 2. Изучить классификацию ФА. 3. Изучить состав и конструкцию фонтанной арматуры. 4. По плакатами чертежам изучить конструктивное исполнение узлов и деталей фонтанной арматуры для нефтяных и газовых скважин. Продолжительность занятия – 2 часа Электронная библиотека Задание на практическую работу 1. По плакатам изучить конструкцию фонтанной арматуры, обратить внимание на конструктивное исполнение отдельных узлов и элементов. 2. В отчете описать классификацию, конструкцию фонтанной арматуры и назначение узлов обозначенных позициями на чертеже. 3. Зачертить принципиальную схему арматуры соответствующую чертежу на плакате. Методические указания к выполнению работы При подготовке к выполнению практической работы необходимо изучить лекционный материал и использовать литературу, указанную в конце данной работы. Фонтанную арматуру изготавливают (ГОСТ 13846—89) по различным схемам на рабочее давление 7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа. Основными параметрами арматуры являются диаметр проходного сечения стволовой фонтанной елки и рабочее давление, на которое рассчитана фонтанная арматура (табл. 1). Таблица 1 Основные параметры фонтанной арматуры Фонтанная арматура классифицируется а) детали и узлы арматуры соединяют между собой на фланцах с уплотнениями или на резьбе. По типу соединений арматура делится на фланцевую и резьбовую. Стволовая часть ёлки часть елки Условный проход, мм Номинальный диаметр, мм Условный проход боковых отводов, мм Рабочее давление, МПа 50 52 50 — — — 35 70 105 65 65 50; 65 7 14 21 35 70 — 80 80 50; 65 — — 21 35 70 — 100 104 65; 80; 100 — — 21 35 — — 150 152 100 — — 21 — — — Электронная библиотека б) по количеству подвески рядов труб — на однорядную и двухрядную в) вертикальная, стволовая часть арматуры - фонтанная елка может иметь отводы в одну сторону через тройники или в две стороны через крестовины. поэтому признаку арматура делится на тройниковую и крестовую (крестовиковую); г) по типу запорных устройств с кранами, с задвижками. д) по диаметру проходного сечения 4, 2 1 / 2 и 2". Фонтанная арматура изготавливается по шести типовым схемам, отличающихся конструкцией фонтанной елки по типу запорных и регулирующих устройств по способу подвески насосно – компрессорных труб (НКТ) в трубной обвязке. СХЕМЫ ФОНТАННОЙ АРМАТУРЫ ПОГОСТ переводная катушка 2 – тройник 3 – запорное устройство 4 – манометр с запорно- разрядным устройством 5 – дроссель 6 – ответный фланец 7 – крестовина Э ле кт ро нн ая библиотека Внутренний диаметр фонтанной арматуры (63 или 100 мм) выбирают в зависимости от дебита скважины и давления газа. Увеличение дебита скважины приводит к увеличению диаметра эксплуатационной колонны, и следовательно, диаметра фонтанной арматуры. Основными параметрами арматуры являются диаметр проходного сечения стволовой фонтанной елки и рабочее давление, на которое рассчитана фонтанная арматура. Внутренний диаметр фонтанной арматуры (63 или 100 мм) выбирают в зависимости от дебита скважины и давления газа. Увеличение дебита скважины приводит к увеличению диаметра эксплуатационной колонны, и следовательно, диаметра фонтанной арматуры. Основные функции устьевой арматуры заключаются в обеспечении управления и регулирования режима работы скважины и отвода пластовой среды в выкидную линию. Через отводы ФА осуществляют технологические операции и спуск внутрискважинного оборудования, инструментов, приборов. Отводы фонтанной арматуры в зависимости от параметров скважинной среды обвязывают манифольдом, который позволяет выполнять операции по переключению потока среды с одного трубопровода на другой, а также обеспечивает подсоединение насосных агрегатов и другого технологического оборудования. Фонтанная арматура с выкидной линией соединяется манифольдом, который включает в себя запорные и предохранительные устройства, тройники и другие элементы. Манифольды (рис) предназначены для соединения выкидов арматуры с трубопроводами замерной установки. Предусмотрено изготовление унифицированных узлов манифольдов. В манифольде предусмотрена возможность проведения замера давлений, температуры, отбора проб добываемой продукции, оперативного глушения скважины, продувки и эксплуатации скважины по любой из струн или по обеим струнам вместе.На скважинах со сложными условиями эксплуатации управление отдельными элементами арматуры осуществляется в автоматическом и дистанционном режиме с помощью станций СУАП - 1 или СУАП – 2. Запорными устройствами Электронная библиотека манифольдов служат пробковые краны или задвижки, применяемые в фонтанной арматуре. 1 — колонная головка, 2 — арматура фонтанная, 3 — привод задвижки, 4 — линия управления станция управления фонтанной арматурой — распределитель Рисунок 5.1 – Схема манифольда фонтанной арматуры В процессе эксплуатации скважины возможны загрязнения внутренних проходов манифольда механическими примесями или кристаллогидратами, при этом давление может достичь рабочего в скважине или превысить его. Для предотвращения возможной перегрузки фонтанной арматуры и манифольда рабочая и запасная выкидные линии оснащаются предохранительными клапанами. Фонтанная арматура состоит из двухосновных узлов трубной головки и фонтанной елки (рис. 10). Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке и предназначена для подвески одной или нескольких колонн насосно-компрессорных труб, герметизации на устье межтрубных пространств, контроля давления в затрубном пространстве и проведения ряда технологических операций в процессе освоения, опробования, эксплуатации и Электронная библиотека ремонта скважины. Трубная головка состоит из крестовины 1 с запорными устройствами 4, переводной катушки 3 с трубодержателем (патрубком) для подвешивания колонны НКТ. 1 – крестовина 2 – тройник трубной головки 3 – переводная катушка 4 – запорное устройство 5 – буфер 6 – вентиль 7 – манометр 8 – штуцер 9 – ответный фланец 10 – переводной патрубок Для подвешивания двух рядов труб допускается добавление в схему трубной головки узла, состоящего из тройника 2 с запорными устройствами на его отводе и переводника 10, который монтируют на резьбе в нижней части тройника, для подвешивания второго ряда труб. В последнее время применяется как резьбовая, таки клиновая подвеска насосно- компрессорных труб в трубной головке. На фланцах крестовин и тройников монтируются Электронная библиотека штуцеры, термометры, установки для ввода ингибитора гидратообразования и коррозии, устьевые клапаны-отсекатели. Устьевой клапан-отсекатель предназначен для автоматического перекрытия выходной линии от скважины шлейфа) при аварийном повышении давления до него или понижении давления после него (в шлейфе. Фонтанная елка монтируется на фланец переводной катушки трубной головки и предназначена для направления потока продукции через манифольд и выкидную линию на замерную установку, для регулирования режима эксплуатации и контроля за работой скважины путем спуска глубинных приборов. Фонтанная елка крестового типа имеет небольшую высоту, удобна в обслуживании. Применяется в случае, если в потоке газа отсутствуют твердые взвеси, газообразные или жидкие коррозионные агенты, способные вызвать коррозию крестовины и тем самым вывести скважину из эксплуатации. Вовремя работы скважины откачиваемая жидкость направляется только через один отвод крестовика в выкидную рабочую линию (правую или левую. Другая линия является резервной и используется лишь при необходимости проведения каких-либо работ в рабочей линии. Поэтому при работе скважины задвижки на рабочей линии должны быть полностью открыты, а задвижки на резервной линии закрыты. Верхняя задвижка крестовика служит для сообщения трубного пространства с манометром, установленным на буфере. Фонтанная елка тройникового типа имеет два тройника с отводами. Верхний — рабочий, нижний — резервный. Нижний отвод используется только вовремя ремонта или замены верхнего. Фонтанная арматура тройникового типа имеет большую высоту (дом от поверхности, неудобна в обслуживании. Применяется в особо сложных условиях эксплуатации скважины - при наличии твердых взвесей в потоке газа вызывающих абразивный износ оборудования, газообразных или жидких коррозионных агентов (углекислый газ, сероводород, пропионовая, масляная или другие кислоты жирного ряда, при резких колебаниях давления и температуры. Во всех схемах допускается установка Электронная библиотека дублирующих запорных устройств на боковых отводах. Наиболее сложным по конструкции элементом арматуры является запорное устройство 4. В качестве запорных устройств используют прямоточные задвижки или пробковые краны. Запорные устройства в фонтанной арматуре служат для полного перекрытия или полного открытия проходного сечения ствола или отвода. На скважинах со сложными условиями эксплуатации управление отдельными задвижками арматуры осуществляется в автоматическом и дистанционном режиме с помощью станций СУАП - 1 или СУАП – 2. Рабочее и статическое давление в скважине определяют по манометру 7, смонтированному на буфере 5, а давление в затрубном пространстве – но манометру на одном из отводов крестовины трубной головки. Регулирование технологического режима работы скважины (в частности, ее дебита) осуществляют созданием противодавления на устье р Для регулирования режима работы скважины на выкидных линиях после задвижек устанавливают специальные дроссели штуцеры 8 - насадки с относительно небольшим проходным сечением. Регулировка параметров потока жидкости неполным закрытием задвижки не допускается. Конструктивно штуцеры подразделяются на два типа — с нерегулируемыми регулируемым сечениями. Штуцер представляет собой диафрагму или короткую втулку (насадку) с малым отверстием. Диаметр отверстия штуцера может составлять 3—25 мм. Быстросменный штуцер (рис) состоитиз разъемного корпуса, зажимаемого между фланцами на выкидной линии арматуры при помощи шпилек. В корпус вставляется пробка с коническим отверстием подсменную штуцерную втулку. Герметичность обеспечивается резиновыми уплотнениями. Применение быстросменного штуцера позволяет значительно ускорить замену штуцерной втулки и облегчает условия труда. Применяют также более простые штуцеры, которые представляют собой диск толщиной 7—10 мм, в центре которого имеется отверстие с резьбой для завинчивания штуцерной втулки. Электронная библиотека корпус 2 — тарельчатая пружина 3 — боковое седло 4 — обойма 5 — крышка 5 — нажимная гайка, 7 — прокладка 8 — гайка боковая, 9 — штуцерная металлическая втулка Рисунок 5.2 – Быстросменный штуцер ШБА-50Х700 Для замены штуцера рабочую выкидную линию отключают, а работу скважины переводят на запасную линию, затем снижают давление в рабочей линии до атмосферного давления. При необходимости иметь нерегулируемый штуцер сборка штока заменяется заглушкой и устанавливается втулка с конической сменной насадкой, имеющей полнопроходное сечение. Для извлечения корпусов втулки и насадки предусматривается съемник. На буферный фланец или запорное устройство фонтанной елки можно устанавливать лубрикаторное оборудование, с помощью которого проводят исследования и ремонтные работы в скважине. Колонна подъемных труб, по которой происходит движение жидкости и газа в скважине, состоит из отдельных высокопрочных стальных труб длиной 6—9 м каждая. Условия работы арматуры фонтанирующих скважин в большинстве случаев таковы, что для обеспечения безаварийной и долговечной работы оборудования необходим тщательный подбор его схем, конструкции узлов и Электронная библиотека материалов деталей. Давление в фонтанирующей скважине может доходить до 105 МПа, причем оно резко изменяется, пульсирует. Скорость движения выходящей из скважины смеси жидкости, газа и механических примесей в некоторых частях арматуры достигает нескольких десятков метров в секунду. Жидкость и газ зачастую агрессивны и вызывают интенсивную коррозию арматуры. Аварии с арматурой, установленной на скважинах, приводят к открытому фонтанированию, а иногда к выбросу труби пожарам. Ликвидация таких аварий требует больших затрат средств и времени. Фонтанная арматура до 14 МПа Фонтанную арматуру на 14 МПа изготавливают с крановыми запорными устройствами тройникового и крестового типов для скважин, эксплуатируемых фонтанным способом и погружными центробежными электронасосами. Арматура (рис) предназначена для работы с некоррозионной средой с объемным содержанием механических примесей до 0,5%. Рисунок 5.3 – Крестовая однорядная фонтанная арматура на рабочее давление 14 МПа Электронная библиотека Температура рабочей среды 120 С. Трубная головка крановой фонтанной арматуры позволяет проводить различные технологические операции при давлении до 20 МПа. Крановую фонтанную арматуру выпускают пои й схемам (см. выше. Фонтанная арматура до 50 МПА Фонтанная арматура, рассчитанная на рабочее давление 21 и 35 МПа, изготавливается по тройниковой схеме для подвески одного или двух рядов подъемных насосно-компрессорных труб на резьбовой подвеске патрубка рис. Рисунок 5.4 – Тройниковая двухрядная фонтанная арматура АФКЗа-65×21 на рабочее давление до 50 МПа Для регулирования дебита скважины фонтанную арматуру оснащают дросселем регулируемого типа. На боковых отводах елки и трубной головки предусмотрены отверстия для подачи ингибиторов в затрубное пространство ив ствол елки, карманы для замера температуры среды, а также вентили для Электронная библиотека замера давления.Запорным устройством в такой фонтанной арматуре является прямоточная задвижка ЗМС1 с затвором, герметичность которого обеспечивается плотным контактом шибера с седлами. Фонтанная арматура до 105 МПА На рис. 5.5 представлена фланцевая фонтанная арматура крестового типа с кольцевыми металлическими прокладками. Нижняя часть арматуры — трубная головка предназначена для подвески двух рядов труб. Наружный ряд труб подвешивается на специальной втулке, ввинченной в тройник 2. 1- крестовик 2- тройник переводная катушка 4- центральная задвижка 5- отвод крестовика 6- буферная задвижка 7- буфер 8- буфер Рисунок 5.5 – Крестовая двухрядная фонтанная арматура на рабочее давление до 105 МПа Электронная библиотека Внутренний ряд труб подвешивается при помощи подобной втулки, ввинченной в катушку 3. Крестовик 1 имеет две пары боковых задвижек, из которых левая пара при работе фонтанной скважины высокого давления постоянно открыта, вследствие чего затрубное пространство сообщается с манометром, установленным на буфере 8. Правые задвижки крестовика служат для подсоединения к затрубному пространству насоса или компрессора при подкачках, в скважину воды, нефти или воздуха. Задвижка на тройнике 2 предназначена для тех же целей, но она разобщает или сообщает наружное оборудование нес затрубным пространством, ас кольцевым — между первыми вторым рядами труб. При подвеске только одного ряда труб тройник 2 из схемы исключается. Над катушкой 3 установлена центральная задвижка 4, которая вовремя работы фонтана должна быть полностью открыта. Пользоваться этой задвижкой можно только в исключительных случаях, например для аварийного закрытия скважины во всех других случаях разрешается пользоваться только задвижками, установленными на боковых отводах крестовика 5. На заводе-изготовителе фонтанную арматуру подвергают пробному гидравлическому испытанию, при котором для арматуры, рассчитанной на рабочее давление до 105 МПа, давление испытания принимается р исп = 2р р , а от 70 МПа и выше р исп =1,5р р |