Реферат: А. В. Аксарина Президент фонда: доцент, кандидат геолого-минералогических наук, "Заслуженный нефтяник Российской Федерации" Волощук Г. М

Некоммерческий фонд имени профессора А. В. Аксарина
Президент фонда: доцент, кандидат геолого-минералогических наук, "Заслуженный нефтяник Российской Федерации" Волощук Г. М.


_______________________________________________________________________
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 [1].

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 наращивания добыта нефти и газа.

Увеличение душевого энергопотребления к 2010 г., 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 VXIII в нефть, в основном, добывали из копанок, которые обсаживались плетнем.

По мере накопление нефть вычерпывали в мешках 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 в. 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 в.) 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 г. в России 95% нефти добыто желонированием.

Вытеснение нефти из скважины сжатым воздухом или газом предложено в конце XVIII в., но несовершенство компрессорной техники более чем на столетие задержало развитие этого способа, гораздо менее трудоемкого по сравнению с тартальным.

Не формировался к началу нашего 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).

^ 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 [4]:

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 первой и третьей 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; 2 - 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 ОКК2-350-168 x 245х324К2.

Трехкорпусная колонная обвязка (рис. 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. На боковых отводах корпусов колонных головок устанавливают манифольды контроля давления, состоящие из запорных устройств 10, 14, 17, манометров II 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.




Рис. 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 табл. 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


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 табл. 2.

Таблица 2


Показатели

Группа прочности стали

Д

К

Е

Временное сопротивление В, МПа

655

687

699

Предел текучести Т, МПа

не менее

379

491

552

не более

552

-

758

Относительное удлинение , %, не менее

14,3

12,0

13,0


Конструкции изготавливаемых НКТ следующие:

муфтовые, гладкие с конической резьбой треугольного профиля по ГОСТ 633-80 (рис. 2, а);

муфтовые гладкие высокогерметичные с конической резьбой трапецеидального профиля - тип НКМ по ГОСТ 63-80 (рис. 2, б);

муфтовые, гладкие с конической резьбой треугольного профиля с повышенной пластичностью и хладостойкостью то ТУ 14-3-1534-87 (рис. 2, в);

муфтовые, гладкие с конической резьбой треугольного профиля с узлом уплотнения из полимерного материала по ТУ 14-3-1534-87 (рис. 2, г);

В соединении труб с треугольной резьбой (рис. 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.

Трубы типа НКМ (рис. 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.




Рис. 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


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


, мм

114

127

140

146

168

178

194

219

245

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

5,2-10,2

7,6-15,1

7,9-15,9




273

299

324

340

351

377

406

426

473

508

7,1-16,5

8,5-14,8

8,5-14,0

8,4-15,4

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 м3/сут. воды из скважин большого диаметра. Иногда для этого используют бурильные трубы.

^ 1.3.3.Бурильные трубы
Бурильные трубы приспособлены к длительному свинчиванию развинчиванию. Промышленность выпускает бурильные трубы длиной 6±0,6; 8±0,6; 11,5±0,9 м, наружным диаметром 60, 73, 89, 102мм. 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 Рабс<0,2 МПа, для воды с температурой до 120оС, временно устанавливаемые трубопроводы со сроком действия до 1 года и некоторые другие.

Трубы этих трубопроводов должны выдерживать давление испытания

Р=2 S[d] /Двн,

где S - толщина трубы (за вычетом допуска); [] - допускаемое напряжение, равное 40% предела текучести; Двн   внутренний диаметр трубы.
^ 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) поддержании пластового давления;

в) подаче в пласт теплоносителей.

По способу посадки пакеры подразделяют на механические М (рис. 3, а, б), гидравлические Г(рис. 3, в, г) и гидромеханические ГМ. Механический пакер расширяется при воздействии осевой нагрузки (масса НКТ); оболочка гидравлического пакера расширяется при подаче в нее жидкости.

Во всех пакерах должна быть опора (якорь) для пакера:

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.




Рис. 3. Пакеры


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 СО2 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/см2.

^ 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).

^ 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 рис. 4.





Рис. 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

ХХХХ - Х Х х ХХ - ХХ

АФ - арматура фонтанная

АН - арматура нагнетательная


Способ подвешивания скважинного трубопровода:

в трубной головке - не обозначается, в переводнике к трубной

головке - К, для эксплуатации скважин УЭЦН - Э


Обозначение типовой схемы елки для арматуры с двумя

трубными головками к номеру схемы добавляют "а"


Обозначение системы управления запорными устройствами

( с ручным управлением – не обозначают, с дистанционным - Д,

с автоматическим - А, с дистанционным и автоматическим – В)


Условный проход ствола елки, мм


Условный проход боковых отводов елки, мм (при совпадении

с условных проходом ствола не указывается)


Рабочее давление, МПа( кгс/см2)

Климатическое исполнение по ГОСТ 16350-80: для умеренного и умеренно

холодного микроклиматических районов - не обозначается; для холодного

макроклиматического района – ХЛ


Исполнения по составу скважинной среды:

c содержанием Н2S и СО2 до 0,003% по объему каждого - не обозначается;

с содержанием СО2до 6% по объему - К1;

с содержанием Н2S и СО2 до 6% по объему каждого - К2 и К2И


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 рис. 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), размещаемом над тройником (крестовиком) (рис. 4, б).



Рис. 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)


Типовые схемы фонтанных елок (рис. 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 рис. 6. Монтаж-демонтаж фонтанной арматуры на устье скважины производится автомобильными кранами или другими подъемными механизмами.




Рис. 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 (рис. 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 осуществляется манжетами, поджатие которых производится грундбуксой. Краны наполняются смазкой «Арматол-238» через 150180 циклов работы.



Рис. 7. Пробковый кран типа КППС-6514

1 – корпус; 2 – рукоятка; 3 – толкатель; 4 и 11 – грунд буксы; 5 – шпиндель; 6   втулка; 7   кулачковая муфта; 8   коническая пробка; 9 – крышка; 10   манжеты; 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 рис. 8.



Рис. 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 уплотни тельную 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 рис. 9.



Рис. 9. Нерегулируемый дроссель:

1 – корпус; 2 – корпус насадки; 3 - пробка



Регулирование режима эксплуатации осуществляется заменой корпуса с насадкой на другой диаметр.



Рис. 10. Регулируемый дроссель ДР-6535

Более удобны регулируемые дроссели (рис. 10), предназначенные для ступенчатого и бесступенчатого регулирования режима работы скважины. Площадь сечения выходного отверстия изменяют вращением маховика вручную. Ступенчатое регулирование осуществляется с помощью устанавливаемых в гильзу насадок разного диаметра. 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 рис. 11.



Рис. 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 эксплуатаций 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.

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 кг 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

Штанговая глубинная насосная установка (рис. 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 (рис. 13), является индивидуальным приводом скважинного насоса.



Рис. 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.

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 (рис. 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 рис. 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 табл. 4.

Таблица 4

Станок качалка
Число ходов балансира в мин.

Масса, кг

Редуктор

СКД3-1,5-710

515

3270

Ц2НШ-315

СКД4-2,1-1400

515

6230

Ц2НШ-355

СКД6-2,5-2800

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 Рmax на головку балансира в точке подвеса штанг, умноженная на 10 кН; 3,0 - наибольшая длина хода устьевого штока, м; 4000 - наибольший допускаемый крутящий момент Мкр, max 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».

^ 3.2. Устьевое оборудование
Устьевое оборудование предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода прод