Оборудование для добычи нефти и газа

Размещено на http://www.allbest.ru/

Лекция 1 "Оборудование для добычи нефти и газа"

Принципиальная схема, классификация и состав оборудования для добычи нефти и газа

Нефть и газ превратились в главные источники энергетической мощи человеческого общества и в важнейший источник химического сырья. Обеспеченность государства нефтегазовым сырьем предопределяет уровень экономического развития страны, темпы технического прогресса.

В начале XX века в мире добыча нефти составляла несколько млн. тонн, газ не добывался. В СССР в 1983 г. добывалось 2,7 млрд. т нефти , 2*10³ млрд. т газа. добыча нефть фонтанный арматура

В становлении нефтедобывающей промышленности выделяют три периода:

1 период - малое потребление, небольшое количество месторождений, небольшая глубина скважин, малая вязкость нефти, отсутствие агрессивных сред и воды. Способ добычи - фонтанный. Газ не добывался, а попутный не использовался.

2 период - потребность увеличилась, условия добычи усложнились, коллекторы расположены на больших глубинах 100n, n=110 с более сложными геологическими условиями. Возникла проблема эффективного подъема нефти по скважине после окончания фонтанирования и ряд других проблем (сбор, перекачка, сепарация, очистка, хранение, транспорт). Для этого были разработаны технологии подъема газлифтным, насосным способами и др. началось создание и внедрение новых видов техники - машин и оборудования для разработки нефтяных месторождений и добычи нефти. На этом этапе началась утилизация нефтяного газа. Было создано и внедрено оборудование для эксплуатации скважин фонтанным способом, оборудование для газлифтной эксплуатации скважин с мощными компрессорными станциями, установки для эксплуатации скважин штанговыми и бесштанговыми насосами, оборудование для сбора, перекачки, разделения продукции скважин.

3 период - дальнейший технический прогресс общества потребовал увеличение использования нефти и газа. Поменялся топливно-энергетический баланс. В 1980 г. в СССР доля нефти и газа в топливно-энергетическом балансе составила 44% и 26%. Увеличилась потребность в них в химической промышленности. Это потребовало вовлечение в разработку глубокозалегающих нефтяных и газовых месторождений с нефтью высоких вязкостей, с большим содержанием агрессивных сред, воды, со сложными геологическими условиями и неблагоприятными условиями работ. Таким образом, данный этап характеризуется резким усложнением добычи нефти и газа. Для этого были разработаны технологии форсированного отбора жидкости, эксплуатации глубоких скважин, более совершенного разделения пластовой жидкости и газа, деэмульгирования, обессоливания, обезвоживания нефти и газа. Были разработаны технологии по обработке призабойных зон пласта и воздействия на пласты в целом; процессы увеличения проницаемости пласта, снижение вязкости пластовой жидкости, поддержание и восстановление пластового давления.

Всё это потребовало создания и внедрения большого числа новых машин и оборудования, а это привело к созданию на промыслах служб обеспечения работоспособности этих машин. Были созданы сложные комплексы для ремонта и обслуживания оборудования скважин и средств их эксплуатации.

В результате современный нефтегазовый промысел превратился в объект насыщенный техникой, автоматизированного управления и регулирования, позволяющий выполнять десятки сложных взаимосвязанных процессов. Всё это привело к формированию новой отрасли промышленности - нефтегазового машиностроения. В сложившихся условиях эта отрасль имеет решающее значение, а от того на сколько она эффективна полностью зависит функционирование нефтегазодобывающей промышленности. Одновременно с созданием нефтегазодобывающей промышленности и нефтепромыслового машиностроения формировалась наука в области их создания и сегодня она превратилась в самостоятельную область технических наук.

Дальнейшее развитие нефтедобывающей отрасли связано с вовлечением в разработку всё большего числа мелких месторождений, месторождений со значительными глубинами скважин, с нефтью высоких вязкостей, насыщенной агрессивными средами. Оно связано с освоением месторождением на Крайнем Севере. Возникает необходимость: увеличить нефтеотдачу пластов, до разработки истощенных и разрабатываемых месторождений.

Всё это требует обеспечения нефтегазодобывающей промышленности машинами необходимой номенклатуры с нужными параметрами в необходимом количестве. Особое значение имеет повышение эффективности использования существующего парка машин и оборудования, изучением которых мы займемся.

Функциональная схема комплекса машин и оборудования для добычи нефти и газа

Нефтяные, газовые или газоконденсатные месторождения эксплуатируют с помощью машин, оборудования, сооружений, агрегатов, инструментов функционально связанных между собой и объектом эксплуатации и разработки. Таким образом, под понятием нефтяного или газового промысла следует рассматривать систему, сочетающую как геологическое образование, так и комплекс инженерных средств.

Функциональная схема нефтегазового промысла:

1 -- скважины для нагнетания в пласт воды; 2 -- скважина для нагнетании в пласт газа; 3 -- система сбора пластовой жидкости и газа и их разделения на нефть, газ, воду; 4 -- насосные станции; 5 -- компрессорные станции; 6 -- система поддержания пластового давления нагнетанием в пласт воды и газа; 7 -- нефтяные скважины; 8 -- газовая шапка; 9 -- нефтенасыщенная часть пласта; 10 -- водонасыщенная часть пласта; 11 -- комплекс оборудования для воздействия на пласт с целью интенсификации добычи и увеличения нефтегазоотдачи путем увеличения проницаемости коллектора и снижения вязкости пластовой жидкости; 12 -- комплекс оборудования для текущего ремонта скважин; 13 -- комплекс оборудования для капитального ремонта скважин; 14 -- оборудование для эксплуатации скважин.

Нефтегазоносная залежь показана в виде антиклинальной структуры, содержит нефть, подпираемую на крыльях пластовой водой, а в сводной части - газовую шапку. Пласт эксплуатируют скважинами, часть которых называют нефтяными они служат для извлечения пластовой жидкости, а часть для нагнетания в пласт воды и газа (в шахту). Этот комплекс скважин важнейший.

Для подъема по скважине пластовой жидкости используют комплекс другого оборудования - оборудования для эксплуатации скважин ( ).

Пластовую жидкость содержащую кроме нефти воду, газ механические примеси с помощью системы сбора собирают и разделяют на компоненты, после чего нефть обессоливают, обезвоживают и направляют потребителям. Из газа после первичной обработки получают сухой газ. Всё это выполняется комплексом механизмов ( 3 ).для интенсификации и более полного извлечения запасов нефти из пласта используют комплекс оборудования ( 11 ) (гидроразрыв, термообработка, кислотная обработка).

Для поддержания пластового давления в пласт с помощью напорного и коммуникационного оборудования ( 6 ) закачивают воду и газ.

Комплекс оборудования для эксплуатации морских и океанических шельфов содержат ещё и специфические виды оборудования. Одним из важнейших назначений этого типа оборудования является обеспечение кустовой эксплуатации, эксплуатации на глубине, над подвижными полями льда. Собственно скважина нефтяная и нагнетательная, подъемное или нагнетательное оборудование сохраняют работоспособность ограниченное время значительно меньшее периода разработки пласта, обычно называемое межремонтным. Поэтому эксплуатация каждой скважины циклична, прерывиста.

Время, затрачиваемое на ремонт скважины - капитальный ремонт ( ) или на ремонт внутрискважинного оборудования (текущий ремонт) ( ) на каждой скважине определяется в зависимости от геологических условий и надежности оборудования.

Из-за большого количества скважин на промысле и малого межремонтного периода, поддержание работоспособности оборудования и скважин требуются большие суммарные затраты труда, времени и материальных ресурсов. Всё это требует наличия серьёзной ремонтной службы.

Классификация и состав машин, оборудования, сооружений и инструмента для добычи нефти и газа

Оборудование, применяемое в комплексах, целесообразно квалифицировать исходя из технологического признака. Поэтому разделяют восемь главных групп, состоящих из подгрупп к которым и относятся конкретные технические средства.

I группа. Оборудование эксплуатационной скважины, обеспечивающее её нормальное функционирование.

1. Обсадные трубы - ствол скважины.

2. Колонные головки -соединение нескольких скважин, пьедестал для спущенных в скважину средств.

3. Фильтры в скважине для пластовой жидкости и газа.

4. Клапаны отсекатели пласта - для предупреждения открытого, т.е. аварийного фонтанирования.

5. Пакеры - для разделения скважины на участки и их герметизации.

6. Прискваженные сооружения представляющие собой площадку в зоне устья скважин для её обслуживания и ремонта.

II группа. Оборудование для эксплуатации скважин предназначенное для подъема из скважин пластовой жидкости и газа.

1. Оборудование для фонтанных скважин (лифт, фонтанная арматура, манифольд).

2. Газлифтное оборудование для эксплуатации скважины путем подачи сжатого газа к низу подъемника (компрессорные станции, холодильники, оборудование для подготовки газа, КИП, манифольды и т.д).

3. Запорные устройства - один из наиболее часто применяемых видов оборудования, применяется во всех видах трубопроводов, манифольдов, подъемников и фонтанных арматур.

4. Насосно-компрессорные трубы - широко применяются как для фонтанной, так и для газлифтной эксплуатации.

5. Штанговые насосные установки с механическим приводом. Ими эксплуатируются скважин (скважинный насос, насосные штанги, поверхностный привод, энергоустановка).

6. Насосные установки с гидроприводом отличаются использованием гидравлического преобразователя вместо механического.

7. Бесштанговые установки центробежных скважинных насосов предназначены для эксплуатации высокодебитных скважин (погружной насос с эл.двигателем и протектором, колонна насосных труб с токонесущим кабелем и поверхностная система управления).

8. Бесштанговые электровинтовые насосы для скважин с малыми дебитами и большой вязкостью нефти.

9. Бесштанговые гидропоршневые скважинные насосы для эксплуатации глубоких и наклонно направленных скважин (скважинный насос, поверхностный насос с приводом, НКТ и система подготовки рабочей жидкости).

10. Оборудование для эксплуатации одной скважиной нескольких разных по характеристикам пластов, которое размещается в одном стволе и включает комплекс разнотипного оборудования (фонтанного, насосного) пакеры, подъемники.

III группа. Оборудование для подземного ремонта, освоения и обработки скважин.

Предназначено для поддержания в течении периода эксплуатации скважины её работоспособного состояния и ремонта спускаемого в неё эксплуатационного оборудования (капитальный и текущий ремонт).

1. Подъемники для спускоподъемных операций с внутрискважинным оборудованием (лебедка, привод, талевая система, транспортная база).

2. Стационарные грузоподъемные сооружения (вышки, мачты, стеллажи и т.д.).

3. Спускоподъемные агрегаты на автомобилях, тракторах.

4. Инструменты для СИО (элеваторы, штропы, помочи, спайдеры, манипуляторы (автоматические, механические, гидравлические, электрические) с электронным приводом).

5. Оборудование для ремонта скважин под давлением. Ремонт скважин с высоконапорными пластами связан с возможностью фонтанирования. Для его предупреждения служит специальный подъемник для задавливания спускаемых труб, штанг и для герметизации устья скважины.

6. Оборудование для ликвидации открытых фонтанов (оборудование для ремонта скважин под давлением в сочетании со специальными манипуляторами и противопожарной дистанционноуправляемой техникой).

7. Оборудование для промывки скважин (промывочные агрегаты).

8. Депарафинизационное оборудование (механические способы, термические).

9. Оборудование для капитального ремонта скважин - целые установки аналогичные буровым установкам. Они позволяют вести бурение, цементаж, исправление скважин, их освоение, имеют - вышку, привод, насос, талевую систему, транспортную базу и т.д.

10. Инструмент для капитального ремонта скважин предназначен для ликвидации аварий внутри скважин, направления ствола и извлечения из него отдельных частей и т.д.

11. Подгруппа оборудования для внутрискважинных работ. В процессе работ возникает необходимость замены пакеров, клапанов-отсекателей, возникает необходимость измерений температур, давлений и т.д. всё это выполняется с помощью специализированных агрегатов, приспособлений и инструмента.

IV группа. Оборудование и сооружения для интенсификации добычи нефти и газа и для увеличения нефтегазоотдачи пласта.

1. Оборудование для подготовки воды (водозабор, система отстоя, химическая и бактериальная обработка).

2. Оборудование насосных станций - насосы, приводы, энергетическое хозяйство.

3. Оборудование для нагнетания газа в пласт - компрессорные станции, системы подготовки газа, энергетическое хозяйство, КИП.

4. Оборудование и коммуникационные сооружения - сети трубопроводов, распределительных устройств, системы управления распределением воды и газа.

5. Оборудование для гидроразрыва и кислотной обработки пласта (улучшение проницаемости). Состоит из комплекса насосных агрегатов высокого давления насосных смесительных автоцистерн и др. Оборудование кислотной обработки - комплекс систем с кислотой, насосных агрегатов и обвязки.

6. Оборудование для термического воздействия на пласт. Применяется с целью прогрева пласта и снижения вязкости пластовой жидкости. К нему относятся - водонагреватели, парогенераторы, оборудование для подогрева зоны фильтра скважины, нагнетатели разных типов.

V группа. Оборудование и сооружения для сбора продукции скважин, ее разделения, измерения и первичной обработки.

1. Оборудование и сооружения для разделения для жидкости на нефть, газ и воду (отстойники, сепараторы с обвязкой и средствами перекачивания и регулирования).

2. Оборудование и сооружения для подготовки товарной нефти (обезвоживание, обессоливание, деэмульгирование). Сюда относятся аппараты, системы подогрева, обвязка, запорная арматура, электрооборудование и т.д.

3. Перекачивающее оборудование состоит из насосных и компрессорных установок, КИП, обвязки, запорной арматуры и средств автоматизации.

4. Оборудование для хранения нефти. Товарные - основным сооружением которых являются резервуары с замеров, перекачки и т.д.

5. Трубопроводные коммуникации связывающие в единую систему скважины, насосные и компрессорные установки с остальным оборудованием группы.

6. Оборудование для подготовки и первоначальной переработки газа на газоканденсатных и газовых месторождениях. Относятся различные аппараты и установки для технологических процессов в результате которых получают сухой газ и сырье для химической промышленности.

VI группа. Оборудование для эксплуатации морских нефтегазовых и газовых промыслов.

Отличается высокой сложностью, большой номенклатурой, уникальными размерами и высокими темпами совершенствования.

1. Кустовые стационарные платформы разных типов служат для размещения комплекса технических средств, расположения устьев куста скважин.

2. Центральные стационарные платформы для размещения комплекса оборудования, связывающего кустовые платформы в единую систему.

3. Опоры стационарных платформ - сооружения несущие стационарную платформу.

4. Блоки оборудования (модули) размещенного на платформах.

5. Оборудование для эксплуатации скважин функционально аналогично обычному (фонтанные и газлифтные), устьевое - отличается.

6. Подводное оборудование - подводное устьевое оборудование скважин, а также всё оборудование размещенное между поверхностями дна и воды.

7. Оборудование для беспричального налива нефти.

8. Береговые сооружения и установки. Флот спецобслуживания, водолазные комплексы - аналогичны применяемым в других отраслях. Однако отличаются исполнением, характеристиками, отражающими специфику морских промыслов и технологическими процессами в условиях морского шельфа.

VII группа. Оборудование ремонтно-механической службы - необходимые сооружения, станки и механизмы для обеспечения работоспособности всего комплекса промысла.

VIII группа. Оборудование службы энергетики - энергетические установки сети трубопроводов.

Из приведенного перечня систематизированных групп оборудования видно насколько велика номенклатура применяемого для добычи нефти и газа оборудования.

Лекция 2 "Оборудование для добычи НиГ"

Оборудование эксплуатационной скважины

Эксплуатационная скважина

Эксплуатационными скважинами называются скважины, с помощью которых осуществляется непосредственная добыча нефти, газа и газового конденсата.

Нагнетательными называются скважины, через которые в пласт нагнетается вода, газ, пар.

В ряде случаев скважины добывающие нефть используются как нагнетательные и наоборот. Поэтому и те и другие скважины отнесены к эксплуатационным. Эксплуатационная скважина является основным видом сооружений. Совокупность эксплуатационных скважин представляет собой эксплуатационный фонд скважин, стоимость которого составляет до 75-80% стоимости всего оснащения промысла. Долговечность скважины должна соответствовать периоду разработки продуктивного пласта 3040 лет.

Эксплуатационные скважины сооружаются двух типов: вертикальные и наклонные. Наклонная форма вызвана необходимостью направления ствола в заданный участок пласта: такие скважины называют наклонно-направленными.

Профили этих скважин бывают разными в зависимости от требований технологии проводки скважины и способа её эксплуатации.



Схемы профилей эксплуатационных скважин:

1 - вертикальный участок; 2, 4 -- горизонтальная зона; 3, 5 -- вертикальный участок

a) Вертикальный;

b) Наклонный с небольшим отклонением забоя от вертикали: состоит из вертикального, переходного и наклоннопрямолинейного участков.

c) Профиль С имеет вертикальный участок, участок набора зенитного угла, наклоннопрямоугольный участок, участок уменьшения зенитного угла;

d) Наклоннопрямолинейный участок отсутствует.

Каждый из показанных профилей эксплуатационной скважины предопределяет особенности эксплуатации как её так и спущенного в неё оборудования.

Рассмотрим принципиальную схему эксплуатационной скважины и её оборудования. Скважина состоит из устьевого, стволового и фильтрового участков каждый из которых оснащен соответствующим оборудованием: колонной головкой ( 1 ), направлением (2 ), кондуктором ( 3 ), эксплуатационной колонной ( 4 ), фильтром ( 6 ), иногда скважина оснащается капером или клапаном - отсекателем пласта ( 5 ).

Ствольная часть эксплуатационной скважины образована концентричными колоннами обсадных труб зацементированных в горных пародах.

Последняя - внутренняя обсадная колонна называется эксплуатационной и служит каналом соединяющим пласт с устьем. Наружная обсадная колонна - направление спускается на глубину нескольких метров и цементируется на всю длину. Внутри направления размещается кондуктор от 200800 м, цементируется на всю длину.

Между кондуктором и эксплуатационной колонной могут спускаться технические или промежуточные колонны. Они спускаются в зависимости от геологических пород, глубины скважины, техники и технологии её проводки.

Колонная головка монтируется на кондукторе, обвязывает в единую систему кондуктор, технические и эксплуатационные колонны скважины и служит базой для спускаемого в скважину оборудования и установки устьевого оборудования.

Фильтровая часть эксплуатационной скважины обеспечивает её связь с пластом, ствол скважины находится под постоянным давлением горных пород, а эксплуатационная колонна под давлением пластов и закачиваемых жидкостей или газа. Кроме внутреннего и наружного давлений обсадные колонны несут нагрузку от собственного веса, а кондуктор воспринимает вес или часть веса остальных колонн. Колонная головка воспринимает усилие от обсадных колонн, внутреннего давления, веса оборудования базирующегося на ней. Как внутреннее давления так и наружное в процессе эксплуатации скважины меняются (фонтанный способ, скважинный насос, станок-качалка и т.д.).

Происходит истирание эксплуатационной колонны при штанговой эксплуатации из-за наличия абразивных сред.

Одновременно происходит износ колонны из-за коррозионно-агресивных вод и наличия сероводорода Н₂S - 2025%. Усложняются условия работы оборудования скважины за счет увеличения температуры пластовой жидкости или газа до 250⁰ С, за счет закачки в пласт под большим давлением кислоты, рабочих жидкостей, газа.

Таков комплекс факторов из которых слагаются условия работы эксплуатационной скважины. Упущение какого-либо из этих факторов приводит к серьезным осложнениям.

Оборудование устья эксплуатационной скважины

На устье скважины обсадные колонны обвязываются колонной головкой. Колонная головка жестко соединяет в единую систему все обсадные колонны скважины, воспринимает усилия от их веса и передает всю нагрузку кондуктору. Она обеспечивает изоляцию и герметизацию межколонных пространств и одновременно доступ к ним для контроля состояния ствольной части скважины и выполнения необходимых технологических операций. Она служит пьедесталом для монтажа эксплуатационного оборудования, а во время бурения - превентора.

Конструктивно колонная головка - сочетание нескольких связанных между собой элементов - катушек или крестовин несущих обсадных колонн.

Условия работы колонной головки сложны: нагрузка от веса обсадных колонн, давление от среды контактирующей с ней и коррозийное воздействие, а также температурные воздействия от теплоносителей, закачиваемых в пласт, окружающей среды с температурами «+»150250⁰ С и «-» 60⁰ С. всё это требует обеспечения высокой надежности элементов колонной головки в течении всего срока эксплуатации.

Конструкция колонной головки

Колонная головка состоит из корпуса (4) навинченного на обсадную трубу (6) (кондуктор), клиньев (3) удерживающих обсадную колонну (7). Межтрубные пространства разобщаются уплотнением (2). На колонной головке предусмотрена задвижка (5) для обеспечения заступа в затрубное пространство.

Такими головками оборудуются скважины глубиной 15002000 м с давлением до 25 Мпа. Изготавливаются и колонные головки для оборудования и с большим числом обсадных колонн: трех, четырех, пяти колонных. Принципиальные схемы таких колонных головок аналогичны. Для изготовления колонных головок используются легированные стали (35ХМЛ, 35ХМ, 40Х). колонные головки изготавливают согласно стандарту в котором регламентируются основные параметры (диаметр, рабочее давление, условный диаметр обсадной колонны и др.). стандартом предусмотрены рабочие давления: 14; 21; 35; 70; 105 Мпа. При рабочих давлениях до 35 МПа пробное составляет 2Р_раб, , а свыше 35 МПа - 1,5 Р_раб.

Оборудование стволовой и фильтровой частей скважины

Стволовая часть скважины образована колоннами обсадных труб и цементными кольцами.

Обсадные трубы изготавливаются из горячекатаных стальных заготовок. Стандартами регламентируются механические свойства стали, геометрические размеры труб и муфт, конструкция труб, типы соединений, а также методы и параметры их испытаний. Стали труб с определенными механическими свойствами входят в соответствующие группы прочности, их насчитывается семь: С, Д, К, Е, Л, М, Р. Стандартами регламентируются основные показатели:

1) Временное сопротивление в МПа от 5501100

2) Предел текучести в МПа от 320950

3) Относительное удлинение в % от 1812

Стандартом предусматривается изготовление труб с короткой, нормальной и удлиненной резьбами 15 диаметральных размеров. В настоящее время эксплуатационные колонны собираются из труб диаметром: 114, 127, 146, 168, 194 (наиболее часты 168 и 146 мм.).

На подбор диаметра обсадной колонны влияет: способ бурения скважин, необходимость уменьшения металлоемкости колонны, дебиты скважин.

К неизвлекаемым относится стрелянный фильтр, полученный путем перфорации колонны и цементного кольца. Гидродинамическое качество такого фильтра низкое, более высокое обеспечивается засыпкой гравия необходимой фракции между стволом скважины и перфорированной частью эксплуатационной колонны.

К сменным фильтрам относятся: гравийные, каркасно-стержневые, гравитационные, металлокерамические.

Сменный гравийный фильтр представляет собой две концентрично расположенные трубы, между которыми засыпан гравий. Фильтр в сборе спускается в скважину в зону пласта. В верхней и нижней части герметизируется.

Фильтр металлокерамический состоит из корпуса и фильтрующих элементов, изготовленных из спеченных металлических шариков. Подбором диаметра шариков обеспечивается проницаемость фильтра.

Высота фильтра должна соответствовать толщине пласта. Устанавливается он аналогично гравийному.

Необходимость применения фильтров обусловлена механическими свойствами породы продуктивного пласта, для исключения ускоренного износа всего оборудования скважины.

Оборудование скважины для предупреждения открытого фонтанирования

Некоторые виды ремонта и обслуживания нефтяных и газовых скважин в фонтанный период их эксплуатации связаны с необходимостью глушения скважин утяжеленными растворами. К глушению скважины прибегают и при аварийном фонтанировании скважины, а так же при спуске в фонтанную скважину труб или другого оборудования.

Для исключения открытого фонтанирования при аварийном разрушении устьевого оборудования или во время ремонтных работ, скважины способные фонтанировать оборудуются размещенными в нижней части ствола скважины клапанами - отсекателями для разъединения нижней фильтровой части скважины и её верхней части: клапан-отсекатель позволяет выполнить все необходимые в период эксплуатации скважины технологические процессы (кислотная обработка, гидроразрыв и т.д.). Поэтому клапан-отсекатель дополняется другим оборудованием - пакер, якорь удерживающий пакер на заданном уровне, канал связи для управления клапаном и т.д.

Клапаны-отсекатели бывают автоматические и управляемые, съемные и стационарные. автоматические срабатывают при уменьшении давления в зоне их установки или превышении расхода потока.

Седло клапана и клапан оборудованы системой штифтов и пружин для обеспечения поворота шара или за счет энергии сжатого газа (автоматический клапан) или за счет управления с пульта путем передачи команды по каналу. Промышленностью выпускаются клапаны-отсекатели КА для эксплуатации в средах содержащих СО₂ до 6% и Н₂S до 6% на рабочее давление 35 МПа.

С клапанами-отсекателями используются пакеры двух типов: неизвлекаемый - разбуриваемый и демонтируемый.

Конструкции пакеров

а- неизвлекаемый пакер (разбуриваемый), б - извлекаемый пакер.

Пакер сложное гидроустройство имеет систему уплотнений, каналов, проточек, зон, пружин обеспечивающих его работоспособность.

Самостоятельную группу составляют пакеры устанавлеиваемые в колонне с помощью кабельного адаптерного прибора. Электрический импульс подрывает заряд и за счет давления газа в спецкамере устанавливается пакер. Поднимается пакер с помощью специального инструмента. Для обеспечения надежности работы пакера обсадная труба в зоне его установки должна быть строго цилиндрична и очищена от отложений смол, абразива, цемента и т.д.

При внутрискважинных ремонтах под давлением, клапан-отсекатель с пакером оснащают клапанами различных назначений.

Конструкции специальных клапанов

1) Циркуляционный служит для временного сообщения центрального прохода колонны с затрубным пространством при промывках забоя, обработке забоя хим. реагентами при аварийном глушении скважин.

Клапан устанавливается на колонне НКТ и извлекается вместе с ней.

Управляется клапан смещением втулки вверх и вниз при котором совпадают или перекрываются отверстия а и б в корпусе и втулке.

2) Уравнительный клапан применяется для выравнивания давления со стороны запорного элемента скважинного прибора для его открытия или извлечения.

Состоит из корпуса (1), скобы (2) и пружинного клапана (3). Клапан открывается с помощью штанги опускаемой на проволоке или канате.

3) Приемный клапан используется для посадки пакера или других видов работ, когда требуется перекрыть проход колонны для создания в ней давления

4) Обратный клапан применяется для перекрытия прохода колонн при спуске подъеме их под давлением.

5) Глухие пробки применяются для герметизации прохода колонны в посадочном ниппеле по уплотняемой цилиндрической поверхности.

6) Посадочный ниппель - элемент сборки колонны для установки и фиксации скважинных аппаратов и приборов спускаемых на проволоке или канате.

Компоновка оборудования скважины комплексом устройств в сочетании с клапаном-отсекателем пласта



Схема компоновки оборудования

1 -- фонтанная арматура; 2 -- ниппель для опрессовочного клапана; 3 -- телескопическое соединение; 4 -- ингибиторный клапан; 5 -- циркуляционный клапан; 6 -- циркуляционный механический клапан; 7 -- разъединитель колонны; 8 -- пакер; 9 -- ниппель для клапана-отсекателя; 10 -- клапан-отсекатель с замком; 11 -- ниппель для приемного клапана; 12 -- башмачный клапан.

Промышленностью выпускаются комплексы подземного оборудования для управления скважинными отсекателями КУСА включающими наряду со скважинными приборами станцию управления двух модификаций с электро- и пневмоприводом на рабочие давленияе 35 МПа и 50МПа. Для обеспечения возможности ремонта скважин под давлением в комплексах скважинного оборудования применяются разъединители колонн.

Элементы комплексов стандартизированы: регламентируются наружные и внутренние диаметры пакеров, якорей, размеры элементов клапана-отсекателя, всех клапанов, ниппелей, втулок.

Лекция 3 «Оборудование для добычи НиГ»

Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным и газлифтным способами

Схемы оборудования для эксплуатации скважин фонтанным и газлифтным способами

Существуют три основных способа добычи нефти - фонтанный, газлифтный и насосный с применением соответствующих видов оборудования. в нашей стране 70% скважин эксплуатируются штанговыми насосами, менее 20% безштанговыми, 10 % фонтанным способом. На эффективность применения того или иного способа эксплуатации и соответствующего оборудования влияет большое число факторов: глубина скважины, дебит её, диаметр колонн, геометрические особенности ствола, климатические условия, навыки персонала, общий технический уровень и организация производства.

Фонтанный способ эксплуатации позволяет добывать из скважины наибольшее количество нефти при наименьших удельных затратах. Поэтому важнейшей задачей является обеспечение возможности более длительного фонтанирования скважины, что связано с рациональным использованием энергии пласта путем обеспечения высокого КПД работы фонтанного подъемника.

Этапы совершенствования оборудования для эксплуатации скважин фонтанным способом:

1 -- манометр «буферный», 2 -- задвижка; 3 -- штуцер-дроссель; 4 -- фонтанный подъемник, 5 -- трубная головка фонтанной арматуры; 6 -- елка фонтанной арматуры; 7, 8 -- тройник; 9 -- манометр, 10, 11 -- задвижка; 12, 14 -- задвижки дублеры, 13 -- задвижка стволовая; 15 -- пакер

В прошлом фонтанирование осуществлялось по эксплуатационной колонне ствола скважины (а) . при этом КПД подъемника был низким, расход пластового газа высоким, что привело к сокращению фонтанного периода. Процесс фонтанирования был неконтролируемым и неуправляемым. Для предотвращения этого в скважину стали спускать колонну фонтанных труб. Для управления фонтанированием скважины начали применять сменные штуцеры, дроссели, позволяющие изменением отверстия регулировать противодавление на пласт и в следствии этого на дебит жидкости. Для контроля режима работы скважины, стали применять манометр, устанавливаемый на буфере скважины. Для замены штуцера или выкидной линии перекрывали скважину , что привело к ее остановке. Для непрерывности её работы начали применять фонтанную арматуру состоящую из трубной головки фонтанной арматуры и елки , обеспечивающей возможность резервирования выкидных линий.

Для дальнейшего улучшения работы начали использовать двухрядные подшипники из НКТ, а для сокращения расхода газа затрубное пространство скважины стали герметизировать пакером. В результате к настоящему времени оборудование для эксплуатации скважины фонтанным способом состоит из четырех основных частей: колонны труб, оборудования низа колонны, оборудования устья , т.е фонтанной арматуры и обвязки устьевого оборудования - манифольда.

Принцип работы газлифтного скважинного подъемника аналогичен фонтанного. Однако для функционирования газлифта в подъемник необходимо подавать из вне сжатый газ. Когда газ компримируется, газлифт называется компрессорным - компрессорная эксплуатация.

Существует и так называемый компрессорный газлифт, когда используют пласт из высоконапорных газовых пластов. При компрессорном газлифте комплекс оборудования для эксплуатации сложней чем при фонтанной эксплуатации и состоит из компрессорной станции, газораспределительной и газосборной сети, системы подготовки газа и газлифтного оборудования скважин.

Преимуществом газлифтного способа эксплуатации является в несколько раз больший, чем при других способах, межремонтный период работы внутрискважинного оборудования. использование этого способа целесообразно на месторождениях с большим дебитами скважин, большим газовым фактором, высокой пластовой энергией, низкой обводненностью.

Насосно-компрессорные трубы для фонтанного и газлифтного подъемников

Для фонтанного и газлифтного подъемников используются насосно-компрессорные трубы. Они характеризуются небольшим диаметром, высокой прочностью. НКТ отличаются материалом, группами прочности, герметичностью, противокоррозийной стойкостью, резьбой, быстротой стыковки, размерами, сопротивляемостью отложению парафина и солей.

Наибольшее применение получили цельнокатаные неравнопрочные НКТ с муфтовыми резьбовыми соединениями.

Неравнопрчность НКТ определяется разницей между площадями сечений тела трубы и в зоне резьбы, где снижение несущей способности пропорционально уменьшению площади сечения. Площадь несущего сечения по резьбе примерно на 25% меньше площади сечения по телу трубы. Таким образом, грузоподъемность колонны НКТ определяется площадью сечения по резьбе. отсюда следует, что 25% всего металла колонны НКТ неравнопрочной конструкции не работает, а лишь создает дополнительную нагрузку, воспринимаемую резьбовыми соединениями и телом вышерасположенных труб. Такие колонны используются на малых и средних глубинах.

Подъемные колонны в глубоких скважинах и при тяжелых условиях работы собираются из равнопрочных НКТ. Все сечение таких труб, включая и резьбовые, имеют примерно равную площадь, а следовательно и одинаковую несущую способность.

Применение равнопрочных НКТ позволяет на 25% сократить расход металла на колонну НКТ по сравнению с неравнопрочными и значительно увеличить max глубины их спуска. Нашими учеными предложена конструкция НКТ с приварными концами с резьбой, но изготовленных из стали большой прочности, что и обеспечивает равнопрочность колонны НКТ.

НКТ изготавливают из углеродистых сталей с пределом текучести =380МПа. Применяются НКТ из сплавов на алюминиевой основе =300 МПа, =430 МПа.

В последнее время для изготовления НКТ используются полимерные материалы и стекловолокно. Это вызвано их стойкостью по отношению к агрессивным средам H₂S и СО₂ и малым весом. Недостатком является отсутствие возможности обеспечения равнопрочности тела трубы и её стыка.

Принципиально новый вид труб - непрерываные НКТ, изготавливаемые в виде полого стержня, длина которого равна длине всей колонны труб. При СПО трубы наматываются на барабан.

Это упрощает конструкцию колонны (нет резьб), уменьшает металлоемкость, облегчает и ускоряет СПО.

Недостаток - сложность выполнения ловильных работ, сложность сварочных работ при стыковке колонны. Изготовление НКТ регламентируется стандартами.

Ряд номинальных наружных диаметров НКТ: 48, 60,73, 89, 102, 114 мм; внутренний диаметр: 40, 50, 59, 62, 76, 88,8, 100,3 мм. Регламентируются и группы прочности стали НКТ.

Для уменьшения интенсивности отложений парафина, солеё, смол и защиты труб от коррозии применяются различные покрытия НКТ - стеклоэмали, эпоксидные смолы, лаки. Наносятся они на внутренние поверхности труб по специальным технологиям. Эксплуатация таких труб требует определенной культуры и условий, что и является их недостатком.

Насосно-компрессорные трубы в фонтанных скважинах в зависимости от схемы подъемника подвергаются или растягивающей или сжимающей нагрузкам.

При подвеске колонны НКТ к трубной головке фонтанной арматуры и при незафиксированном низе труб колонна работает на растягивание и max напряжение возникает в верхнем сечении колонны. Усилие, растягивающее колонну, в этом случае равно:

Q=lqk

где q - вес 1 м труб с муфтами;

k - коэффициент учитывающий влияние кривизны скважины;

l - длина колонны труб.

Прочность колонны равнопрочных НКТ проверяется определением напряжений от растягивающей силы Q в сечении по телу трубы и сравнении полученной величины напряжения с допустимой.

При использовании неравнопрочных труб прочность колонны проверяется по опасному резьбовому соединению. Рассчитывают страгивающую нагрузку, т.е. усилие при котором резьбовое соединение разрушается.

Формула Яковлева:

где D_CР - средний диаметр тела трубы по основной плоскости;

b - толщина тела трубы по резьбовой части в основной плоскости;

- предел текучести материала трубы;

l - длина резьбы;

- угол профиля резьбы;

- угол трения (8⁰ 10⁰).

Формула Шумилова отличается введением коэффициента - учитывающего разницу в плоскостях тела трубы и её резьбовой части.

Иные условия работы колонны НКТ возникают когда низ её заякорен в эксплуатационной колонне скважины. В этих случаях возможны потеря устойчивости колонны и её продольный изгиб.

Условия прочности изогнутой части колонны НКТ выражаются:

где Р_1СЖ - осевое усилие на изогнутой части колонны труб;

F₀ - площадь поперечного сечения труб;

W₀ - осевой момент сопротивления площади сечения труб;

- предел текучести материала труб;

n₁ - 1,5 (запас прочности);

r - зазор между НКТ и эксплуатационной колонной.

Фонтанная арматура и манифольд

Фонтанная арматура выполняет несколько функций:

1) Удержание на весу колонны НКТ;

2) Герметизация затрубных пространств и их взаимная изоляция;

3) Обеспечение возможности регулирования режима работы скважины в заданных пределах, непрерывности её работы;

4) Исследование скважины путем измерения параметров её работы как внутри скважины, так и на поверхности.

Современная фонтанная арматура - результат многолетних работ конструкторов. В начале применялись простейшие конструкции фонтанной арматуры (схема Б) до особосложных (схема Г) с возможностями замены изнашиваемых узлов, необходимостью спуска измерительных приборов, средств депарафинизации скважин.

Эксплуатация скважин в особо тяжелых условиях в следствии высоких дебитов, давлений, агрессивности сред, высокой температуры, большого количества абразива сделали необходимым наличия в фонтанной арматуре резервных элементов - прежде всего запорных устройств. Фонтанная арматура при этом усложнилась, а её размеры становились большими.

Для уменьшения габаритов фонтанной арматуры была разработана арматура построенная не из тройников, а из крестовин. Для фонтанной эксплуатации одной скважиной нескольких горизонтов раздельно используется арматура двух типов: для концентричного и для рядного расположения подъемников. Для повышения требовательности к оперативности управления фонтанной скважиной, для снижения трудоемкости обслуживания, привело к использованию в фонтанной арматуре запорных устройств с дистанционным управлением, применению регулируемых штуцеров с дистанционным управлением и телеконтролем.

При конструировании и изготовлении фонтанной арматуры руководствуются стандартом ГОСТ 13846-74, регламентирующим схемы фонтанной арматуры, проходные размеры, ряд рабочих и испытательных давлений, исполнение, а так же габариты. ГОСТом предусмотрено соотношение диаметра условного проходного отверстия и давлений. Стандартом предусмотрено несколько схем, составляющих две группы арматур - на базе использования тройников и крестовин. Большое значение для надежности, металлоемкости, технологичности изготовления, сборки - разборки, ремонтоспособности - имеет способ стыковки элементов фонтанной арматуры, а также способ герметизации этих стыков.

Наиболее распространенный - фланцевый с креплением болтами или шпильками. К недостаткам таких соединений относится:

1) Значительная металлоемкость;

2) Большое число шпилек, болтов;

3) Необходимость сварки и механической обработки литой части заготовок корпусов со штамповками.

Более простое соединение стыков - резьбовое с муфтовым соединением, однако оно увеличивает вертикальный размер арматуры.

В последние годы получили применение хомутовые соединения. Преимущество - резкое ускорение сборки - разборки стыкуемых элементов.

Для обеспечения высокой надежности элементов запорных устройств, особенно при высоких давления более 70МПа, фонтанную арматуру изготавливают из моноблоков, каждый из которых содержит несколько элементов арматуры. В этом случае вообще отсутствуют стыки между элементами, и отпадает необходимость по герметизации, уменьшаются размеры, значительно сокращается металлоемкость.

Для исследований фонтанирующей скважины приборами путем их спуска в подъемник фонтанная арматура оснащается лубрикатором, монтируемым в верхней части елки арматуры. При конструировании фонтанной арматуры основные её элементы рассчитывают по эмпирическим формулам.

Осевое усилие при соединении фланцев шпильками равно сумме усилий затяжки шпилек. Прокладка может занимать два положения «б» и «в».

Усилие затяжки Р_ЗАТ определяется по упрощенной формуле,

в случае «в»:

Р_ЗАТ

где D_П - диаметр цилиндра в плоскости касания прокладки и фланца;

h_П - высота прокладки;

h_Р - рабочая высота прокладки (h_Р= h_П-0,22R₀)/

k= (радиусы прокладки наружный и внутренний);

в случае «б»:

Р_ЗАТ=

где D_СР - средний диаметр прокладки;

b_ЭФ - эффективная ширина прокладки;

q - допустимое давление предварительного обжима прокладки.

Приведенный выше метод расчета шпилек предназначен для эксплуатации фланцевого соединения при отсутствии резких колебаний температур продукции и окружающей среды и при симметричном и равномерном распределении усилий по шпилькам. Более сложные условия работы (разница температур, изгибающие моменты) делают этот расчет недостаточно точным.

Принимая, что усилие на фланцы соответствует сумме сил от внутреннего давления и от затяжки, получим:

где Р_ДАВ - усилие, обусловленное внутренним давлением p$

- остаточное усилие затяжки4

m =5,5 6,5 - коэффициент учитывающий упругость прокладки.

При прохождении через арматуру высокотемпературной среды в шпильках появляются дополнительные усилия вследствие различных линейных расширений элементов фланцев и шпилек. Дополнительное усилие Р_t определяется:

где - разность температур фланца и шпилек;

- коэффициент теплового расширения фланца;

h_ПР - высота прокладки;

Е_ШП, Е_ПР - модули упругости материалов шпилек и прокладок;

f_ШП, f_ПР - площади сечения шпильки и прокладки.

Дополнительные усилия на шпильках от действий несимметричной нагрузки будут:

=

где М_ИЗГ - момент, равный произведению веса струн арматуры с манифольдом на расстояние от оси арматуры до центра тяжести массы арматуры и манифольда;

D_Б - диаметр окружности центров отверстий под болты.

Принимается, что усилие Р воспринимается третью шпилек соединения. Тогда усилие, действующие в наиболее напряженной шпильке, будет:

Р_ШП=

где Z - число шпилек.

Напряжение в этой шпильке равно:

.

В целях увеличения запаса прочности принимается, что треть шпилек не загружена.

Фонтанная арматура скважины соединяется с промысловыми коммуникациями сбора пластовой жидкости с помощью манифольдов, которые представляют собой сочетание трубопроводов и запорных устройств. Они состоят из нескольких задвижек, крестовиков, тройников и служат для подключения к скважине различных агрегатов. Они служат для подачи в скважину ингибитора, глушителя и продувки скважин и других технологических операций.

Запорные и регулирующие устройства фонтанной арматуры и манифольда

К запорным устройствам относятся задвижки и краны для перекрытия и открывания каналов арматуры и манифольда, к регламентирующим - сменные штуцеры и вентили для изменения дросселированием расхода пластовой жидкости или газа.

Широкий диапазон дебитов и давлений, химического состава жидкости или газа, температур наряду с массовым производством запорных устройств, сделали целесообразным их выпуск в специализируемом исполнении для различных давлений, температур, расходов. Эти параметры и исполнения регламентируются расходом.

Запорные устройства - задвижки и краны. Задвижки делятся на клиньевые и плоско-шиберные. Краны делятся на пробковые цилиндрические, пробковые конические, пробковые шаровые.

Дросселирующие устройства - вентили и штуцеры. Вентили делятся на игольчатые и тарельчатые.

Применяемость тех или иных устройств обуславливается конкретными условиями. Стандартизация позволяет расширить область применения каждого вида оборудования, обеспечить необходимую унификацию, что снижает стоимость и повышает их качество.

Исполнения для низких температур и агрессивных сред оговаривается стандартами и делится на несколько групп в зависимости от конкретных условий. Для этого применяются специальные материалы и легированные стали обеспечивающие характеристики оборудования.

Оборудование для эксплуатации скважин газлифтным способом

Смысл газлифтного способа эксплуатации заключается в обеспечении фонтанирования скважин путем подачи к низу колонны НКТ необходимого количества сжатого газа. Поэтому работа газлифтного подъемника аналогична работе фонтанного.

При компрессорном газлифте необходимо иметь источник сжатого газа, систему коммуникаций для транспортировки его к устью скважины, специальное оборудование устья и самой скважины для подачи газа. Как и фонтанный, газлифтный подъемник состоит из колонны НКТ, диаметр которой рассчитывается по специальной методике. Поскольку силы, действующие на НКТ газлифтного и фонтанного подъемников аналогичны, то их прочностные расчеты подобны.

В прошлом подача сжатого газа к низу газлифтного подъемника осуществлялась по второму ряду труб и подъемник назывался двухрядным. Трубы в скважине размещались концентрично. Это требовало повышенного расхода металла, поэтому она заменена однорядной с использованием специальных газлифтных клапанов. Для активизации режима работы газлифтной скважины применяют рабочие клапаны сильфонного типа. В большинстве случаев клапаны дифференциального действия. Эксцентричные камеры с карманом для ввода в них клапанов размещаются по длине подъемника на расстояниях определяемых расчетным путем. Одним из важнейших требований, предъявляемым к пусковым клапанам, является обеспечение большого закрывающего перепада давлений, поскольку клапан должен закрываться лишь после того, как уровень жидкости, оттесненной газом, достигает следующего клапана, и будет обеспечен пропуск газа через этот клапан. Сжатый газ от газопровода или компрессорной станции подается в газораспределительный пункт (ГРП) оттуда через газораспределительные батареи (ГРБ) направляется в скважины. На ГРП оборудование изготавливается в соответствии с требованиями и нормами к обвязкам и трубопроводам высокого давления.

Литература

Шульга, Бухаленко. Устьевое оборудование НиГ скважин. Недра, 1978 г.

Машины и оборудование для добычи нефти и газа . Молчановы .

Кухаленко Е.И., Кухаленко В.Е. Оборудование и инструмент для ремонта скважин.

Лекция 4 «Оборудование для добычи НиГ»

Оборудование для эксплуатации скважин насосами с механическим приводом

В основу рассматриваемого способа эксплуатации скважин положено использование обычного насоса спускаемого в скважину и приводимого в действие приводом, расположенным на поверхности. Весь комплекс оборудования называют штанговой насосной скважинной установкой (ШСНУ). Основные её параметры: подача - количество жидкости в ед. времени, развиваемое давление - с учетом глубины скважины и пластового давления, КПД ШСНУ и надежность, масса установки. Рациональная область применения ШСНУ: подача - 100 120 м³/сут., глубина подвески 1500 1800 м.

Штанговые скважинные насосные установки и их основные элементы

Насосная установка состоит из привода, устьевого оборудования, колонны насосных штанг, колонны насосно-компрессорных труб, скважинного насоса и вспомогательного оборудования.

Привод предназначен для преобразования энергии двигателя в механическую энергию колонны насосных штанг, двигающихся возвратно-поступательно.

Колонна насосных штанг представляет собой стержень, состоящий из отдельных штанг, соединенных резьбовыми соединениями. Колонна НШ передает механическую энергию от привода к скважинному насосу.

Скважинный насос преобразует механическую энергию движущихся штанг в механическую энергию откачиваемой жидкости.

Колонна НКТ служит каналом для подъема откачиваемой пластовой жидкости и обеспечивает удержание по весу скважинного насоса.

Устьевое оборудование герметизирует внутреннюю полость колонны НКТ, обеспечивает её соединение с нефтепромысловым коллектором, фиксирует верх колонны НКТ.

Вспомогательное подземное оборудование устанавливается в зависимости от особенностей каждой скважины. В комплект могут входить газовые и песочные якори, отсекатели пласта.

Штанговый скважинный насос представляет собой насос одинарного действия. Состоит из цилиндра, соединенного с колонной НКТ; плунжера соединенного с колонной штанг, нагнетательного клапана установленного на плунжере и всасывающего установленного в цилиндре.

Схемы штанговых трубных насосов

1- кожух клапана; 2 - муфты; 3 - втулки; 4 - кожух; 5 - плунжер; 6 - выходной клапан; 7 - захват клапана; 8 - крестовина; 9 - выходной клапан