Нефтегазопромысловое оборудование (1). Содержание введени оборудование общего назначения
 Скачать 3.16 Mb.
|
|
1.4. Скважинные уплотнители (пакеры) Пакеры при эксплуатации устанавливаются обычно в обсаженной части скважины и спускают их на колонне подъемных труб. Уплотнение, прижимаемое к обсадной трубе, должно надежно разобщать части ствола скважины, находящиеся над и под уплотнителем. Уплотнители для эксплуатационных нужд подразделяются по своему назначению. 1. Уплотнители, применяемые при отборе нефти и газа из пласта в случае: а) оборудования, требующего создания в скважине двух изолированных каналов (например, НКТ и уплотненнее снизу пространств между НКТ и обсадными трубами при раздельной эксплуатации нескольких пластов); б) беструбной эксплуатации (подъеме жидкости по обсадной колонне, в нижней части которой установлено уплотнение); в) предохранения от выброса при газопроявлениях (пакер с клапаном-отсекателем). 2. Уплотнители, применяемые при исследовании или испытании в случае: а) раздельного исследования пластов, вскрытых одной скважиной; б) проверки герметичности обсадной колонны или герметичности изоляции пластов цементным кольцом. 3. Уплотнители, применяемые при воздействии на пласт или его призабойную зону при: а) гидроразрыве пласта; б) поддержание пластового давления; в) подаче в пласт теплоносителей. 8 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ По способу посадки пакеры подразделяют на механические «М» (рисунок 3, а, б), гидравлические «Г» (рисунок 3, в, г) и гидромеханические «ГМ». Механический пакер расширяется при воздействии осевой нагрузки (масса НКТ), оболочка гидравлического пакер расширяется при подаче в нее жидкости. Во всех пакерах должна быть опора (якорь): упор на забой через хвостовик; переход диаметра обсадной колонны; шлипсовый захват за обсадную колонну (якорь); шлипсовый захват и торец обсадной трубы в ее муфтовом соединении. Пакеры выпускают диаметром от 88 до 245 мм, для обсадных труб — 114 ¸ 273 мм, которые обеспечивают перепад давления: 14, 21, 35, 50 и 70 МПа. Различают следующие виды пакеров: ПВ — пакер, воспринимающий усилие от перепада давления, направленного вверх; ПН — тоже, направленного вниз; ПД — то же, направленного как вниз, так и вверх. Заякоривающие устройства (якорь) могут быть: «Г» — гидравлические (по способу посадки); «М» — механические; «ГМ» — гидромеханические. Рисунок 3 — Пакеры 1 — НКТ; 2 — обсадная колонна; 3 — пакер механический; 4 — пакер гидравлический; 5 — заглушка. Пример обозначения пакера: 2ПД—ЯГ—136НКМ—35К1. 2 — номер модели; ПД — тип пакера; Я — наличие якоря; Г — способ посадки пакера (гидравлический); 136 — наружный диаметр пакера, мм; НКМ — резьба гладких высокогерметичных насосно-компрессорных труб (ГОСТ 633-80); 35 — рабочее давление, МПа; К1 — исполнение по коррозионной стойкости (для сред с объемной концентрацией СО 2 до 10 %). Пример обозначения якоря: ЯГ—118—21. Я — якорь; Г — гидравлический способ посадки; 118 — наружный диаметр якоря, мм; 21 — рабочее давление, МПа. Пакеры способны воспринимать усилие от перепада давления, направленного как вверх, так и вниз, могут оставаться в скважине и выполнять свои функции и без колонны подъемных труб, которую извлекают после посадки пакера. В этом случае для отсоединения колонны труб от пакера и повторного соединения ее с пакером применяются разъединители колонн типов РК, ЗРК, 4РК, устанавливаемые над пакером. В оставляемую с пакером часть разъединителя перед разъединением при помощи канатной техники устанавливается пробка, перекрывающая пласт, а извлекаемая часть разъединителя поднимается вместе с колонной подъемных труб. Пример обозначения разъединителя колонн: РК 89/145 —80—350. РК — разъединитель колонн; 89 — условный диаметр, мм; 145 — диаметр пакера, мм; 80 — диаметр проходного отверстия, мм; 350 — рабочее давление, кг/см 2 2. ОБОРУДОВАНИЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН 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). 9 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ 2.1. 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 4. Рисунок 4 — Схемы трубных обвязок фонтанной арматуры 1 — ответный фланец; 2 — запорное устройство; 3 — трубная головка; 4 — манометр с запорно-разрядным устройством. 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» 10 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ 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/см 2 ) 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 Н 2 S и СО 2 до 0.003 % по объему каждого — не обозначается; с содержанием СО 2 до 6 % по объему — К1; с содержанием Н 2 S и СО 2 до 6 % по объему каждого — К2 и К2И Х10 Модификация арматуры или елки Рисунок 5 — Типовые схемы фонтанных елок 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). 11 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ 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 5. 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 4, б). Типовые схемы фонтанных елок (рисунок 5) 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). Двухструнная (двухъярусная тройниковая и крестовая) конструкция елки целесообразна в том случае, если нежелательны остановки скважины, причем рабочей является верхняя или любая боковая струна, а первое от ствола запорное устройство - запасным. Сверху елка заканчивается колпаком (буфером) с трехфазовым краном и манометром. Для спуска в работающую скважину приборов и устройств вместо буфера ставится лубрикатор. Типовые схемы фонтанной арматуры приведены на рисунке 6. Монтаж-демонтаж фонтанной арматуры на устье скважины производится автомобильными кранами или другими подъемными механизмами. Рисунок 6 — Типовые схемы фонтанной арматуры 1 — фонтанная елка; 2 — трубная обвязка. Запорные устройства фонтанной арматуры изготовляются трех типов: пробковые краны со смазкой, прямоточные задвижки со смазкой типа 5М и ЗМС с однопластинчатым и ЗМАД — с двухпластинчатым шибером. Задвижки типов ЗМС и ЗМАД имеют модификации с ручным пневмоприводом. Пробковый кран со смазкой типа КППС — 65х14 (рисунок 7) состоит из корпуса, конической пробки, крышки, через которую проходит регулировочный винт, позволяющий регулировать рабочий зазор между уплотни тельными поверхностями корпуса и пробки. Уплотнение регулировочного винта 12 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ осуществляется манжетами, поджатие которых производится грундбуксой. Краны наполняются смазкой «Арматол-238» через 150 ¸ 180 циклов работы. Рисунок 7 — Пробковый кран типа КППС — 65 ´14 1 — корпус; 2 — рукоятка; 3 — толкатель; 5 — шпиндель; 6 — втулка; 7 — кулачковая муфта; 8 — коническая пробка; 9 — крышка; 10 — манжеты; 4, 11 — грунд буксы; 12 — регулировочный винт. Типоразмеры и параметры кранов КШ1С-65х14 приведены ниже. Технические характеристики: Условный проход, мм 65 Рабочее давление, МПа 14 Габаритные размеры, мм: длина 350 ширина 205 высота 420 Масса в собранном виде, кг 53 Задвижки типов ЗМС и ЗМС1 показаны на рисунке 8. 13 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Рисунок 8 — Задвижка типов ЗМС и ЗМС1 с ручным приводом 1 — крышка; 2 — разрядная пробка; 3 — крышка подшипников; 4 — регулирующая гайка; 5 — шпиндель; 6 — верхний кожух; 7 — маховики; 8 — упорный шарикоподшипник; 9 — ходовая гафка; 10 — узел сальника; 11 — прокладка; 12 — шибер; 13 — корпус; 14 — выходное седло; 15 — шток; 16 — нагнетательный клапан; 17 — нижний кожух; 18 — входное седло; 19 — тарельчатая пружина. В процессе эксплуатации арматуры с прямоточными задвижками периодически смазывают подшипники шпинделя жировым солидолом, а в корпус задвижки через штуцер в днище набивают уплотнительную смазку ЛЗ-162 или «Арматол-238». На выкидных линиях, после запорных устройств, для регулирования режима работы скважины ставят регулирующие устройства (штуцеры), обеспечивающие дрессирование потока вследствие изменения площади проходного сечения. Они подразделяются на нерегулируемые и регулируемые. Нерегулируемый штуцер зачастую представляет собой диафрагму или короткую втулку (насадку) с малым отверстием. Диаметр отверстия штуцера может составлять 5 ¸ 25 мм. Пример нерегулируемого штуцера (дросселя) представлен на рисунке 9. 14 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Рисунок 9 — Нерегулируемый дроссель 1 — корпус; 2 — корпус насадки; 3 — пробка. Регулирование режима эксплуатации осуществляется заменой корпуса с насадкой на другой диаметр. Рисунок 10 — Регулируемый дроссель ДР-65 ´35 Более удобны регулируемые дроссели (рисунок 10), предназначенные для ступенчатого и бесступенчатого регулирования режима работы скважины. Площадь сечения выходного отверстия 15 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ изменяют вращением маховика (3) вручную. Ступенчатое регулирование осуществляется с помощью устанавливаемых в гильзу насадок разного диаметра(8). Устьевое (до штуцера) и затрубное давления измеряют с помощью манометров. На фланцах боковых отводов трубной головки и фонтанной елки предусматриваются отверстия для подачи ингибиторов коррозии и гидратообразования в затрубное пространство и ствол елки, а также под карман для термометра. Манифольд предназначен для обвязки фонтанной арматуры с выкидной линией (шлейфом), подающей продукцию на групповую замерную установку. Манифольд монтируют в зависимости от местных условий и технологии эксплуатации. В общем случае они обеспечивают обвязку двух струн со шлейфом струн с затрубным пространством, струн и затрубного пространства с факелом или амбаром и т.д. Комплекс устьевого фонтанного оборудования представлен на рисунке 11. Рисунок 11 — Комплекс устьевого фонтанного оборудования 1 — оборудование обвязки обсадных колонн; 2 — фонтанная арматура; 3 — манифольд; 4 — станция управления арматурой. 2.2. Подземное оборудование фонтанных скважин К подземному оборудованию относятся насосно-компрессорные трубы. Для предупреждения открытых фонтанов применяются комплексы типа КУСА и КУСА-Э при эксплуатации фонтанных скважин. Они могут обслуживать от одной до восьми скважины в случае разгерметизации устья, при отклонении от заданных параметров (давления, дебита) работы скважин и при возникновении пожара. 16 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Основные элементы комплексов — пакер, скважинный клапан-отсекатель, устанавливаемый внутрь НКТ на глубине до 200 м и наземная станция управления. Управление клапаном-отсекателем может быть пневматическим (тип КУСА) или электрогидравлическим (типа КУСА-Э). Запорным органом служит хлопушка или шар. Клапан-отсекатель (также и задвижка арматуры) может быть закрыт со станции управления принудительным путем или дистанционно с пульта диспетчера, связанного со станцией управления посредством промысловой телемеханики. Имеются еще автоматические клапаны-отсекатели, срабатывающие при увеличении дебита скважины выше заданного. Они устанавливаются на НКТ. Автоматизация фонтанной скважины предусматривает и автоматическое перекрытие выкидной линии разгруженным отсекателем манифольдным типа РОМ-1. Отсекатель срабатывает автоматически при повышении давления в трубопроводе на 0.45 МПа (образование парафиновой пробки) и при понижении давления до 0.15 МПа (порыв трубопровода). 3. ШТАНГОВЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ (ШСНУ) Прекращение или отсутствие фонтанирования обусловило использование других способов подъема нефти на поверхность, например, посредством штанговых скважинных насосов. Этими насосами в настоящее время оборудовано большинство скважин. Дебит скважин — от десятков килограмм в сутки до нескольких тонн. Насосы опускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м иногда до 3200 — 3400 м. ШСНУ включает: а) наземное оборудование — станок-качалка (СК), оборудование устья, блок управления; б) подземное оборудование — насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях. Рис. 12. Схема штанговой насосной установки 17 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Штанговая глубинная насосная установка (рисунок 12) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4, насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8 устьевой арматуры, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1. 3.1. Станки-качалки Станок-качалка (рисунок 13), является индивидуальным приводом скважинного насоса. Рисунок 13 — Станок-качалка типа СКД 1 — подвеска устьевого штока; 2 — балансир с опорой; 3 — стойка; 4 — шатун; 5 — кривошип; 6 — редуктор; 7 — ведомый шкив; 8 — ремень; 9 — электродвигатель; 10 — ведущий шкив; 11 — ограждение; 12 — поворотная плита; 13 — рама; 14 — противовес; 15 — траверса; 16 — тормоз; 17 — канатная подвеска. Основные узлы станка-качалки — рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирно-подвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т. е. регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной салазке. 18 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 НЕФТЕГАЗОВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 17 (рисунок 13). Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования. Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока — 7 на рисунке 12) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным. Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т. д.), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии. Долгое время нашей промышленностью выпускались станки-качалки типоразмеров СК. В настоящее время по ОСТ 26-16-08-87 выпускаются шесть типоразмеров станков-качалок типа СКД, основные характеристики приведены в таблице 4. Таблица 4 Станок-качалка Число ходов балансира, мин. Масса, кг Редуктор СКД3 — 1.5-710 5 ¸ 15 3270 Ц2НШ — 315 СКД4 — 21-1400 5 ¸ 15 6230 Ц2НШ — 355 СКД6 — 25-2800 5 ¸ 14 7620 Ц2НШ — 450 СКД8 — 3.0-4000 5 ¸ 14 11600 НШ —700Б СКД10 — 3.5-5600 5 ¸ 12 12170 Ц2НШ — 560 СКД12 —3.0-5600 5 ¸ 12 12065 Ц2НШ — 560 В шифре, например, СКД8 — 3.0-4000, указано Д — дезаксиальный; 8 — наибольшая допускаемая нагрузка max P на головку балансира в точке подвеса штанг, умноженная на 10 кН; 3.0 — наибольшая длина хода устьевого штока, м; 4000 — наибольший допускаемый крутящий момент max kp M на ведомом валу редуктора, умноженный на 10 -2 кН*м. АО «Мотовилихинские заводы» выпускает привод штангового насоса гидрофицированный ЛП — 114.00.000, разработанный совместно со специалистами ПО «Сургутнефтегаз». Моноблочная конструкция небольшой массы делает возможным его быструю доставку (даже вертолетом) и установку без фундамента (непосредственно на верхнем фланце трубной головки) в самых труднодоступных регионах, позволяет осуществить быстрый демонтаж и проведение ремонта скважинного оборудования. Фактически бесступенчатое регулирование длины хода и числа двойных ходов в широком интервале позволяет выбрать наиболее удобный режим работы и существенно увеличивает срок службы подземного оборудования. Техническая характеристика Нагрузка на шток, кН (тс) 60 (6) Длина хода, м 1.2 ¸ 2.5 Число двойных ходов в минуту 1 ¸ 7 Мощность, кВт 18.5 Масса привода, кг 1800 Станки-качалки для временной добычи могут быть передвижными на пневматическом (или гусеничном) ходу. Пример — передвижной станок-качалка «РОУДРАНЕР» фирмы «ЛАФКИН». 19 vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943 |