Нефтегазопромысловое оборудование (1). Содержание введени оборудование общего назначения
 Скачать 3.16 Mb.
|
|
НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ,СОДЕРЖАНИЕ: ВВЕДЕНИЕ 1. ОБОРУДОВАНИЕ ОБЩЕГО НАЗНАЧЕНИЯ 1.1. КЛАССИФИКАЦИЯ ОБОРУДОВАНИЯ, ПРИМЕНЯЕМОГО ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 1.2. ОБОРУДОВАНИЕ СТВОЛА СКВАЖИНЫ, ЗАКОНЧЕННОЙ БУРЕНИЕМ 1.3. ТРУБЫ 1.3.1. Насосно-компрессорные трубы 1.3.2. Трубы обсадные 1.3.3. Бурильные трубы 1.3.4. Трубы для нефтепромысловых коммуникаций 1.4. СКВАЖИННЫЕ УПЛОТНИТЕЛИ (ПАКЕРЫ) 2. ОБОРУДОВАНИЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН 2.1. НАЗЕМНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ 2.2. ПОДЗЕМНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН 3. ШТАНГОВЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ (ШСНУ) 3.1. СТАНКИ-КАЧАЛКИ 3.2. УСТЬЕВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ 3.3. ШТАНГИ НАСОСНЫЕ (ШН) 3.4. ШТАНГОВЫЕ СКВАЖИННЫЕ НАСОСЫ (ШСН) 3.5. ПРОИЗВОДИТЕЛЬНОСТЬ НАСОСА 3.6. ПРАВИЛА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ 4. БЕСШТАНГОВЫЕ СКВАЖИННЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ 4.1. УСТАНОВКИ ПОГРУЖНЫХ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ (УЭЦН) 4.2. УСТАНОВКИ ПОГРУЖНЫХ ВИНТОВЫХ ЭЛЕКТРОНАСОСОВ 4.3. УСТАНОВКИ ПОГРУЖНЫХ ДИАФРАГМЕННЫХ ЭЛЕКТРОНАСОСОВ 4.4. АРМАТУРА УСТЬЕВАЯ 4.5. КОМПЛЕКС ОБОРУДОВАНИЯ ТИПА КОС И КОС1 4.6. УСТАНОВКИ ГИДРОПОРШНЕВЫХ НАСОСОВ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ (УГН) 4.7. СТРУЙНЫЕ НАСОСЫ 5. ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН 6. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОДНОВРЕМЕННОЙ РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕСКОЛЬКИХ ПЛАСТОВ ОДНОЙ СКВАЖНОЙ 7. ВИНТОВЫЕ ПОГРУЖНЫЕ НАСОСЫ С ПРИВОДОМ НА УСТЬЕ СКВАЖИНЫ 8. ОБОРУДОВАНИЕ И ИНСТРУМЕНТЫ ДЛЯ РЕМОНТА СКВАЖИН 8.1. ОБЩИЕ ПОНЯТИЯ О РЕМОНТЕ СКВАЖИН 8.2. УСТАНОВКИ И АГРЕГАТЫ ДЛЯ ПОДЗЕМНОГО И КАПИТАЛЬНОГО РЕМОНТА И ОСВОЕНИЯ СКВАЖИН 8.3. ПОДЪЕМНИКИ И ПОДЪЕМНЫЕ АГРЕГАТЫ 8.4. ИНСТРУМЕНТ ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ СПУСКОПОДЪЕМНЫХ ОПЕРАЦИЙ 8.5. ЛОВИЛЬНЫЙ, РЕЖУЩИЙ И ВСПОМОГАТЕЛЬНЫЙ ИНСТРУМЕНТЫ 8.6. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПРОМЫВКИ СКВАЖИН 8.6.1. Установки насосные 8.6.2. Выбор оборудования для очистки скважин от песчаной пробки 8.7. УСТАНОВКИ ДЛЯ ЦЕМЕНТИРОВАНИЯ СКВАЖИН 8.8. ОБОРУДОВАНИЕ ПРОТИВОВЫБРОСОВОЕ И ПРЕВЕНТОРЫ 9. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ 10. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ 10.1. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ТЕПЛОВОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ 10.2. ОБОРУДОВАНИЕ МЕХАНИЧЕСКОГО И ХИМИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ 10.2.1. Оборудование для гидроразрыва пласта 10.2.2. Выбор оборудования для проведения гидравлического разрыва пласта (ГРП) 10.2.3. Оборудование для кислотных обработок. 10.2.4. Новое оборудование для воздействия на пласт 11. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ МЕХАНИЗАЦИИ РАБОТ ПРИ ОБСЛУЖИВАНИИ НЕФТЕПРОМЫСЛОВ 1 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ 12. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ 12.1. ТРУБОПРОВОДЫ 12.2. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЗАМЕРА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН 12.3. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОТДЕЛЕНИЯ НЕФТИ ОТ ГАЗА И СВОБОДНОЙ ВОДЫ 12.4. НЕФТЯНЫЕ НАГРЕВАТЕЛИ И ПЕЧИ 12.5. ОТСТОЙНИКИ И ЭЛЕКТРОДЕГИДРАТОРЫ 12.6. БЛОКИ ДОЗИРОВАНИЯ ХИМРЕАГЕНТОВ 12.7. НЕФТЯНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ ЛИТЕРАТУРА --------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 2 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ВВЕДЕНИЕ 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). 3 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ 1. ОБОРУДОВАНИЕ ОБЩЕГО НАЗНАЧЕНИЯ 1.1. Классификация оборудования, применяемого при эксплуатации нефтяных и газовых месторождений Оборудование, применяемое при различных эксплуатационных работах, можно выделять в группы: I. Оборудование, применяемое при различных эксплуатационных работах. II. Оборудование для освоения скважин. III. Оборудование для подъема продукции пластов из скважин. IV. Оборудование для воздействия на пласт. V. Оборудование для ремонтных работ на скважине. VI. Оборудование для сбора и подготовки нефти и газа к транспортированию. Задачей данной работы является освещение оборудования всех групп. 1.2. Оборудование ствола скважины, законченной бурением В пробуренных эксплуатационных скважинах оборудуют как забойную (в зоне продуктивного пласта), так и устьевую часть. При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит по специальным насосно-компрессорным трубам — НКТ, спускаемым в скважины перед началом их эксплуатации. Устье скважины оснащают колонной головкой (колонная обвязка). Колонная головка предназначена для разобщения межколонных пространств и контроля за давлением в них. Ее устанавливают на резьбе или посредством сварки на кондукторе. Промежуточные и эксплуатационные колонны подвешивают на клиньях или муфте. 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 Н 2 и СО 2 до 6 %, обозначается ОКК2—350—168x245х324хК2. Трехкорпусная колонная обвязка (рисунок 1) 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. 4 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Рисунок 1 — Трехкорпнусная колонная обвязка ОК 1.3. Трубы Трубы при добыче применяются для крепления стволов скважин и для образования каналов внутри скважин, подвески оборудования в скважине, прокладки трубопроводов по территории промысла. Основные группы труб: 1 — насосно-компрессорные (НКТ); 2 — обсадные; 3 — бурильные; 4 — для нефтепромысловых коммуникаций. 1.3.1. Насосно-компрессорные трубы При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит обычно по НКТ, которые применительно к способам эксплуатации еще называют фонтанными, компрессорными, насосными, подъемными или лифтовыми. Насосно-компрессорные трубы используются также для различных технологических процессов (например, для солянокислых обработок пластов, разбуривания цементных пробок и т.д.). Ограничением при выборе диаметра проходных отверстий скважинного трубопровода служит скорость потока рабочей среды. Для нефтяных скважин она не должна превышать 10 м/с, а для газовых — 24 м/с. Это связано с резко увеличивающимся эрозионным износом трубопровода и устьевого оборудования. Иногда увеличивают диаметр трубопровода с целью обеспечения эрозионной и коррозионной стойкости. В таблице 1 представлены основные размеры НКТ, предусмотренные существующим стандартами. Таблица 1 Условный диаметр трубы, мм 27 33 42 48 60 73 89 102 114 Толщина стенки, мм 3 3.5 3.5 4.0 5.0 6.5 ¸ 7.0 8.0 6.5 7.0 5 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Отечественная промышленность выпускает НКТ диаметром 60, 73, 89, 114 мм и муфты к ним из стали группы прочности «Д», «К» и «Е». Механические свойства которых приведены в таблице 2. Таблица 2 Показатели Группа прочности стали Д К Е Временное сопротивление s В , МПа 655 379 699 Предел текучести s Т , МПа не менее 491 552 не более 552 — 758 Относительное удлинение e, %, не менее 14,3 12,0 13,0 Конструкции изготавливаемых НКТ следующие: муфтовые гладкие с конической резьбой треугольного профиля по ГОСТ 633-80 (рисунок 2, а); муфтовые гладкие высокогерметичные с конической резьбой трапецеидального профиля — тип НКМ по ГОСТ 63-80 (рисунок 2, б); муфтовые, гладкие с конической резьбой треугольного профиля с повышенной пластичностью и хладостойкостью то ТУ 14-3-1534-87 (рисунок 2, в); муфтовые, гладкие с конической резьбой треугольного профиля с узлом уплотнения из полимерного материала по ТУ 14-3-1534-87 (рисунок 2, г). Рисунок 2 — Трубы насосно-компрессорные муфтовые гладкие а — с конической резьбой треугольного профиля; б — с конической резьбой трапециидального профиля; в — с конической резьбой треугольного профиля с повышенной пластичностью и хладостойкостью; г — с конической резьбой треугольного профиля с узлом уплотнения из полимерного материала В соединении труб с треугольной резьбой (рисунок 2, а) применяется резьба конусностью 1:16 с углом профиля 60 °. Прочность соединения до 70 % от прочности тела трубы. Соединение недостаточно герметично из-за несовершенства конструкции. Расчетные величины предельных давлений составляют 2/3 практических. 6 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Трубы типа НКМ (рисунок 2, б) характеризуются равнопрочностью резьбового соединения с телом трубы и высокой герметичностью. Герметичность обеспечивается коническим и торцевым уплотнением типа «металл-металл». Увеличенный шаг резьбы позволяет ускорить сборку соединения в 2.5 раза по сравнению с треугольной резьбой. Эксплуатационная долговечность НКТ гладких труб с резьбой треугольного профиля с повышенной пластичностью и хладостойкостью на 40 % выше, чем по ГОСТ 633-80. НКТ гладкие с резьбой треугольного профиля с узлом уплотнения из полимерного материала отличаются высокой герметичностью и меньшим коррозионным износом резьбы. Эксплуатационные характеристики труб аналогичны по ГОСТ 633-80. Длина насосно-компрессорных труб 5.5 ¸ 10.5 м. На толщину стенки установлен минусовой допуск в 12.5 % от толщины. Внутренний диаметр НКТ проверяется шаблоном. Шаблоны НКТ (размеры в мм): наружный диаметр трубы 48.3 ¸ 73.0 88.9 ¸ 114.3 разность диаметра шаблона и внутреннего диаметра трубы 2.4 3.2 длина шаблона 1067 Насосно-компрессорные трубы заводом-изготовителем маркируются по ГОСТ 633-80 клеймением и краской. Например, Синарский трубный завод. На каждой трубе, на расстоянии 0.4 ¸ 0.6 м от ее конца, снабженного муфтой, должна быть четкая маркировка (ударный способ, накатка): условный диаметр трубы, мм; номер трубы; группа прочности; толщина стенки трубы, мм (без запятой); товарный знак завода; месяц изготовления; год изготовления. На муфте клеймением наносится товарный знак завода и группа прочности. НКТ могут быть изготовлены из алюминиевого сплава марки «Д 16». Такие трубы можно спускать глубже стальных, они более коррозионностойкие в сероводородосодержащих средах. Эффективно применение фиберглассовых труб, а также безрезьбовых НКТ длиной по 6000 м на барабанах. Для защиты НКТ от парафина и коррозии и снижения гидросопротивления на 20 ¸ 30 % применяются защитные покрытия (стекло, стеклоэмали, лакокрасочные материалы и др.). Расчет НКТ на прочность определяют по параметрам: нагрузке, вызывающей страгивание резьбового соединения; эквивалентному напряжению, возникающему в опасном сечении трубы с учетом давления среды и осевой нагрузки; циклической переменной нагрузке; усилиям, вызывающим продольный изгиб трубы. 1.3.2. Трубы обсадные Обсадные трубы служат для крепления ствола скважины. По ГОСТ 632-80 отечественные обсадные трубы выпускаются следующих диаметров и толщины: Таблица 3 Æ, мм 114 127 140 146 168 178 s, мм 5.2 - 10.2 5.6 - 10.2 6.2 - 10.5 6.5 - 9.5 7.3 - 12.2 5.9 - 15.0 194 219 245 273 299 324 340 5.2 - 10.2 7.6 - 15.1 7.9 - 15.9 7.1 - 16.5 8.5 - 14.8 8.5 - 14.0 8.4 - 15.4 351 377 406 426 473 508 9.0 - 12.0 9.0 - 12.0 9.5 - 16.7 10.0 - 12.0 11.1 11.1 - 16.1 Группа прочности стали «Д», «К», «Е», «Л», «М», «Т». Трубы маркируются клеймением и краской. При спуске в скважину обсадные трубы шаблонируют. Обсадные трубы могут применяться вместо НКТ, например, при отборе 5000 ¸ 7000 м 3 /сут. воды из скважин большого диаметра. Иногда для этого используют бурильные трубы. 7 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ 1.3.3. Бурильные трубы Бурильные трубы приспособлены к длительному свинчиванию - развенчиванию. Промышленность выпускает бурильные трубы длиной 6 ± 0.6; 8 ± 0.6; 11.5 ± 0.9 м, наружным диаметром 60, 73, 89, 102 мм. Трубы диаметром 114, 127, 140 и 168 мм выпускают длиной 11.5 ± 0.9 м. Бурильные трубы изготавливаются из такой же стали, как и обсадные. Для уменьшения веса бурильной колонны применяют алюминиевые бурильные трубы (АБТ), изготавливаемые из сплава «Д 16». Применяются колонны труб с наружным диаметром 2 7/8” для бурения забойными двигателями. 1.3.4. Трубы для нефтепромысловых коммуникаций Для нефтепромысловых коммуникаций используются электросварные горячекатаные стальные трубы, пригодные по прочности и гидравлическому сопротивлению: трубы стальные бесшовные, горячедеформированные — ГОСТ 8732-78, наружным диаметром от 20 до 550 мм, с толщиной стенок от 2.5 мм и более сталь 10; ЮГ 2; 20 12ХН 2А и др.); трубы стальные сварные для магистральных газонефтепроводов — ГОСТ 20295-85, диаметром от 159 до 820 мм (сталь К 34, К 50, К 60 и др.). Для выкидных линий могут поменяться гибкие непрерывные колонны труб диаметром до 2 7/8”. Трубопроводы проектируются и изготавливаются в соответствии с правилами, установленными Госгортехнадзором. Исключение составляют трубопроводы для пара, эксплуатируемые с 2 0 абс P МПа, для воды с температурой до 120 ˚С, временно устанавливаемые трубопроводы со сроком действия до 1 года и некоторые другие. Трубы этих трубопроводов должны выдерживать давление испытания — вн D S P s 2 , где S — толщина трубы (за вычетом допуска); s — допускаемое напряжение, равное 40 % предела текучести; вн D — внутренний диаметр трубы. |