Главная / Другое / Лекция на тему: «Оборудование для фонтанной эксплуатации скважин».

Лекция на тему: «Оборудование для фонтанной эксплуатации скважин».

Лекция на тему:

«Оборудование для фонтанной эксплуатации скважин».


  1. Комплектность установки при ФЭС.

  2. Подземное оборудование фонтанных скважин: НКТ, пакер и якорь.

  3. Наземное оборудование фонтанных скважин: ФА, манифольд, запорные и регулирующие устройства ФА и манифольда.





  1. ФЭС

hello_html_m2e207f9f.gifhello_html_1b00faa8.gif

Подземное Наземное оборудование

hello_html_4641c3ba.gif

hello_html_4641c3ba.gif

НКТ Устьевая арматура

Пакер Манифольд

Якорь Запорные и регулирующие устройства


  1. НКТ – Насосно-компрессорные трубы – выполняют следующие основные функции:

а) являются каналом для подъёма добываемой жидкости;

б) служат для подвески глубинного оборудования;

в) являются каналом для проведения различных технологических операций.


Классификация НКТ:


  1. В зависимости от назначения и условия применения


  • Фонтанные – при применении в фонтанных скважинах

  • Насосные – при эксплуатации в насосных скважинах

  • Компрессорные – при газлифтной эксплуатации скважин.


  1. По конструкции


  • Гладкие трубы и муфты к ним

  • Трубы с высаженными наружу концами и муфты к ним – тип В

  • Гладкие высокогерметичные трубы и муфты к ним - тип НКМ

  • Высокогерметичные безмуфтовые трубы с высаженными концами наружу – тип НКБ.


  1. По типу исполнения


  • Исполнение А – длина НКТ - 10 м. ± 5%

  • Исполнение Б – длина НКТ от 5,5 – до 10м (13м).


Гладкие трубы являются не равнопрочными, прочность в резьбовой части составляет 80-85%, а трубы с высаженными наружу концами – равнопрочные.


Размеры НКТ:


ГОСТ 633-80 регламентирует выпуск НКТ

Диаметр гладких НКТ – 48, 60, 73, 89, 102 и 114 мм.

Диаметр НКТ с высаженными наружу концами – 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102 и 114 мм.

Толщина стенок – от 3 до 8 мм.


Материалы НКТ:

НКТ

hello_html_5188a5cb.gifhello_html_m1cd5aebd.gif

Металлические Неметаллические

hello_html_13b38de5.gifhello_html_8ea2dfd.gifhello_html_13b38de5.gifhello_html_8ea2dfd.gif

Стальные Легкосплавные Стекловолокно Полимерные

hello_html_13b38de5.gifhello_html_610886fc.gifhello_html_4641c3ba.gif

с покрытием без покрытия

hello_html_4641c3ba.gif из Аl сплава

эмаль

эпоксидные смолы

лакокрасочные покрытия


НКТ выпускают из стали группы прочности Д, К, Е, Л, М.

Резьба в НКТ коническая (НКТ) и трапециидальная (НКМ и НКБ).

Преимущества конической резьбы – возможность обеспечить герметичность без уплотняющих средств, возможность ликвидации в резьбе разрывов, сокращение времени на сборку – разборку.


Маркировка насосно-компрессорных труб


Синарский трубный завод


hello_html_43464547.jpg



А - маркировка труб клеймением

1178 – номер трубы;

73 – условный диаметр трубы, мм;

5.5 – толщина стенки трубы, мм;

Е – группа прочности по стали;

Т – товарный знак завода;

2 – месяц изготовления;

88 – год изготовления

Б - маркировка труб краской

73 – условный диаметр трубы, мм;

[Е] – группа прочности;

(скобки – труба была подвергнута неразрушающему контролю)

5,5 – толщина стенки трубы, мм;

967 – длина трубы, см;

НКМ – тип трубы;

А – исполнение (только на трубах исполнения А);

Т – товарный знак завода

В - маркировка муфт клеймением

Е – группа прочности по стали

Пакер – устройство, предназначенное для разобщения отдельных участков скважины.


Функции пакера:

  • Защищает обсадную колонну от воздействия пластового давления,

  • Препятствует контакту с ней агрессивных пластовых жидкостей,

  • Способствует давлению газа только в НКТ,

  • Создаёт возможность раздельной эксплуатации отдельных пластов и пропластков.


Процесс разобщения производится механическим, гидравлическим и гидромеханическим воздействием на пакерующий элемент. В зависимости от вида воздействия на этот элемент получили применение пакеры:

  • механические – М

  • гидравлические – Г

  • гидромеханические – ГМ

Пакер должен выдерживать максимальный перепад давлений, действующий на него и в соответствии с этим различают пакеры следующих типов:

  • ПВ - пакер, воспринимающий усилие от перепада давлений, направленного вверх

  • ПН - пакер, воспринимающий усилие от перепада давлений, направленного вниз

  • ПД - пакер, воспринимающий усилие от перепада давлений, направленного как вниз, так и вверх.


Если в конструкцию пакера добавлен якорь, то в маркировке добавляется буква Я.


Конструкция пакера ПВМ: ствол, переводник, упор, резиновые манжеты, конус, плашки, плашкодержатель.

Принцип действия пакера ПВМ. В скважину, предварительно проверенную и очищенную скребком, спускают на колонне труб пакер. При повороте колонны труб по часовой стрелке (2...3 оборота) плашкодержатель выходит в длинную прорезь паза на стволе, освобождая плашки. При опускании колонны труб плашки под действием пружин прижимаются к стенке скважины (обсадной колонны) и удерживаются на месте, и конус заклинивает их в обсадной трубе. Приложенная к пакеру нагрузка от веса колонны труб (от 7 до 12т) передается манжетам, которые деформируются и уплотняют пакер. При натяжении колонны труб манжета восстанавливает свою первоначальную форму, конус освобождает плашки, и пакер снимается с места.


hello_html_m7076cae9.gif


1-головка; 2 - упор; 3 - ствол; 4 – защитная манжета; 5 - шайба; 6 - уплотнительная манжета; 7 - конус; 8 - плашки; 9 - плашкодержатель; 10 - ограничитель; 11 - пружина,; 12 - крышка; 13 - фиксатор; 14 - болт; 15 - предохранительное кольцо

Рис. Пакер механический ПВМ:

Конструкция пакера ПН-ЯГМ: ствол, переводник, упор, резиновые манжеты, конус, плашки, плашкодержатель, поршень, корпус клапана (седло, шарик и срезные винты).

Принцип действия пакера ПН-ЯГМ.

Пакер работает следующим образом: после спуска на заданную глубину на НКТ в НКТ бросают шарик, который устанавливается в седле. Затем начинают закачивать жидкость под давлением и создают давление в пакере, которое начинает перемещать поршень, он толкает плашкодержатель и надвигает плашки на конус, прижимает их к телу обсадной колонны. Резиновые манжеты расширяются и герметизируют затрубное пространство. При увеличении давления (до 21 МПа) срезается винт, удерживающий седло с шариком в корпусе клапана и они выпадают на забой скважины, тем самым освобождая проходное сечение ствола пакера.

hello_html_m5778f3e0.gif

орый освобождает плашки.








1 - муфта; 2 - упор; 3 - манжета; 4 - ствол; 5 - обойма; 6 - конус; 7 - шпонка; 8 - плашка; 9 - плашкодержатель; 10 - винт; 11 - кожух; 12 - поршень; 13 - корпус клапана; 14 - шарик; 15 - седло; 16 - срезной винт

Рис. Пакер ПН-ЯГМ


Маркировка:Условное обозначение пакеров включает: буквенную часть, состоящую из обозначения типа пакера (ПВ, ПН, ПД), спо­соба посадки и освобождения пакера (Г, М, ГМ) и наличия якоря устройства (буква Я), первая цифра после обозначения типа пакера - число проходов, цифра перед буквами - номер модели; первое число после букв - наружный диаметр пакера (в мм); второе число - рабочее давление в атм (максимальный пере­пад давлений, воспринимаемый пакером); К2 - конец обозна­чения - сероводородостойкое исполнение.

Например: ПН-ЯМ-150-500, ПН-ЯГМ-118-210, ПД-ЯГ-136-500, ПД-Г-136-210К2.


Якорь – предназначен обеспечить дополнительную силу для надёжного удержания пакера в заданном интервале.

Для этого якорь соединяется в один блок с пакером и спускается в скважину одновременно.

Якорь гидравлический ЯГ состоит из муфты 1, патрубка 2, корпуса 3, в окна которого вставлены плашки 5, удерживаемые пружинами 6 в утопленном положении. Ход плашек в радиальном направлении ограничивается планками 7, закрепленными на корпусе винтами 4. Заякоривание осуществляется в результате подачи давления в колонну подъемных труб. Под действием давления внутри корпуса якоря плашки выдвигаются наружу в радиальном направлении и внедряются в стенку эксплуатационной колонны. При отсутствии давления в трубах плашки возвращаются в исходное положение под действием пружин и происходит освобождение якоря.





hello_html_m64cf83fe.gif







1 - муфта; 2 - патрубок; 3 - корпус; А - винт; 5 - плашка; 6 - пружина; 7 – планка

Рис. Якорь гидравлический ЯГ


Маркировка:Условное обозначение якорей включает: буквенную часть, состоящую из обозначения якоря (Я), спо­соба посадки и освобождения якоря (Г, М, ГМ), первая цифра после обозначения якоря - число проходов, цифра перед буквами - номер модели; первое число после букв - наружный диаметр якоря (в мм); второе число - рабочее давление в атм; К2 - конец обозна­чения - сероводородостойкое исполнение.

Например: 2ЯГ-118-500, ЯГМ-136-210К2


3. Фонтанная арматура предназначена для:

а) герметизации устья скважины,

б) направления движения добываемой жидкости,

в) подвески глубинного оборудования,

г) проведения исследований, освоения и других технологических операций.


Изготавливают фонтанные арматуры крестового и тройникового типов: всего 8 схем.


Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки.

hello_html_m7620b01.gif

1 -манометр; 2 - вентиль; 3 - фланец под манометр; 4 - запорное устройство; 5 - тройник; 6 - штуцер; 7 - переводник трубной головки; 8 - ответный фланец; 9 - трубная головка; 10 - крестовина елки

Рис. Типовые схемы фонтанных арматур

hello_html_ec1dca6.gif


а - арматура крестовая; б - арматура тройниковая

Рис. Фонтанная арматура


Трубная головка предназначена для подвески НКТ, их герметизации, а также позво­ляет выполнять технологические операции при освоении, экс­плуатации и ремонте скважин. НКТ подвешивают к трубной головке на резьбе или муфте.

Трубная головка включает в себя: крестовину трубной головки, переводник трубной головки, манометр, запорное устройство к манометру, колонный фланец, ответные фланцы, задвижки.

Фонтанная елка предназначена для направления потока продукции через манифольд и выкидную линию на замерную установку, для регулирования режима эксплуатации и контро­ля за работой скважины путем спуска глубинных приборов.

Фонтанная елка включает в себя: манометр, запорное устройство к манометру, задвижки, центральную задвижку (клапан-отсекатель), тройник или крестовина фонтанной елки, ответные фланцы, штуцер (дроссель).


Колонный фланец служит для присоединения арматуры к обсадной колонне.

Крестовина трубной головки служит для подвески НКТ.

Переводник трубной головки служит для подвески второго ряда НКТ.

Центральная задвижка служит для закрытия скважины.

Крестовина или тройник фонтанной елки служит для направления продукции скважины в трубопровод.

Штуцер служит для регулирования дебита скважины.


Шифр фонтанной арматуры определяет ее схему, конструк­цию, способ управления задвижками, условный проход по стволу и боковым отводам, давление, климатическое исполне­ние и коррозиестойкость.

Полный шифр фонтанной арматуры (ГОСТ 13846-84) ус­ловно представляется в виде


АФХ1Х2Х3 – Х4Х5Х6Х7,


где А - арматура;

Ф - фонтанная;

Х1- конструктивное ис­полнение: подвеска НКТ на резьбе переводника трубной головки - К; подвеска НКТ на муфте в трубной головке - без обозначения; для эксплуатации скважин УЭЦН - Э;

Х2 - номер схемы армату­ры;

Х3- способ управления задвижками: вручную - без обозначения; дистанционно и автоматически - В; автоматически - А;

Х4- условный проход (в мм) по ГОСТ 13846-84; когда условные проходы ствола елки и ее боковых отводов отличаются, цифровое обозначение указывают дробной величиной;

Х5- рабочее давление, МПа;

Х6 - климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69: для умеренной климатической зоны - без обозначения; для умеренной и холодных климати­ческих зон - ХЛ;

Х7 - исполнение по коррозиестойкости: для обычных сред - без обозначения; для сред, содержащих: до 6 % СО2 - К1; до 6 % H2S и СО2 - К2; до 25 % H2S и СО2 -КЗ.

Например: АФ.К.3.А-80/50.70.ХЛ.К3, АФ.4.В-80.35.К1


Манифольд – это трубопроводная обвязка которая включает в себя рабочий и вспомогательный.

Рабочий манифольд – часть арматуры между штуцером и общей выкидной линией, служит для направления движения добываемой жидкости.

Вспомогательный манифольд – линия, соединяющая затрубное пространство и НКТ и служит для подачи в скважину воздуха, газа и других агентов при технологических операциях.


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

В зависимости от схемы фонтанной арматуры или манифольда число запорных устройств в елке и трубной головке может составлять 10...12, а в манифольде - 15...20 задвижек или кранов.

Клиновая задвижка (рис.) наиболее простая, но имеет существенные недостатки: в открытом положении клин 7 поднят выше проходного отверстия, и уплотняющие поверхности клина и кольца в корпусе практически омываются потоком смеси, идущей из скважины. При этом идет коррозия и эрозия мест уплотнения. Открытая полость задвижки представляет собой местное сопротивление с расширением. Здесь образуются вихри и создаются условия для выпадения солей и механических примесей.


hello_html_m1d80b0d0.gif


Клиновая задвижка: 1 - маховик; 2 - крышка манжеты; 3 - манжета; 4 - шпиндель и его бурт осевой опоры; 5 – крышка задвижки; 6 - прокладка; 7 - клин; 8 - корпус; 9 – кольцо


Прямоточная задвижка (рис.) в закрытом и открытом состоянии (в последнем состоянии отверстие устанавливается по оси канала корпуса) имеет уплотняющие поверхности закрытыми. Две половинки плашки 10 разжимаются пружинами и прижимаются к корпусу. Канал не изменяет своего диаметра. Задвижка заполнена густым маслом, а полости 7 - смазкой, которая поступает к местам уплотнения плашек под давлением среды, передаваемым через поршни 6.


hello_html_m4062109b.gif


Прямоточная задвижка


Пробковый кран (рис.) состоит из корпуса 1, конической пробки 2, крышки 3, через которую проходит регулировочный винт 4, позволяющий регулировать рабочий зазор между ушготнительными поверхностями корпуса пробки. Уплотнение регулировочного винта осуществляется манжетами 5, поджатие которых производится грундбуксой. Управление краном осуществляется путем поворота пробки 2 (через шпиндель 7 и кулачковую муфту 6) рукояткой 8 до ее упора (рукоятки) в выступы горловины корпуса. Для поворота пробки крана рукоятку при необходимости наращивают рукояткой 406 - ЗИП - 4, поставляемой с арматурой. Шпиндель уплотняется манжетами, которые поджимаются грундбуксой. Для отжатия заклиненной пробки и подачи смазки в шпинделе 7 крана предусмотрено устройство, состоящее из толкателя 9 и втулки (уплотняемой двумя кольцами из маслобензостойкой резины) с вмонтированным в нее обратным клапаном 10. Отжатие заклиненной пробки осуществляется вращением толкателя. Осевое усилие на пробку передается через втулку. Кран работает только со смазкой. С целью повышения коррозийной стойкости пробка крана подвергается сульфацианированию.


hello_html_20e08d87.gif


Пробковый кран


Регулируемые штуцеры (рис.) позволяют бесступенчато регулировать давление на выкиде фонтанной скважины за счет осевого перемещения шпинделя штуцера с насадкой, входящей в гнездо. Из-за переменного профиля насадки площадь кольцевого отверстия между гнездом и насадкой при перемещении шпинделя меняется в пределах от 3 до 35 мм, что и позволяет регулировать расход жидкости или газа. Штуцер рассчитан на рабочее давление до 70 МПа.

При агрессивных средах и больших расходах жидкости или газа насадка шпинделя и гнездо штуцера быстро изнашиваются. Для повышения износостойкости этих деталей они изготавливаются из специальных композитных материалов. Однако и это не исключает необходимости в частых сменах регулируемого штуцера. Поэтому в подобных условиях применяются сменные, втулочные штуцеры с разными диаметрами отверстий, которые при износе поверхности отверстия снимаются с фонтанной арматуры и заменяются новыми. Смена обычного втулочного штуцера трудоемка и длительна. Для облегчения и ускорения этой операции применяются быстросменные штуцеры (рис.). За счет использования сменных втулок с отверстиями диаметром 5, 8, 10, 15, 20, 25, 30 мм и возможности их быстрой смены можно ступенчато регулировать расход жидкости или газа. Штуцер рассчитан на рабочее давление 70 МПа.



hello_html_73c24ab.gif



Регулируемый штуцер Быстросменный штуцер


Скважинные отсекатели – применяют с целью предупреждения открытых фонтанов в процессе эксплуатации скважин. Применяют комплексы типа КУСА и КОУК – комплекс управления скважинными отсекателями и комплекс оборудования с управляемыми клапанами – отсекателями. Эти комплексы могут обслуживать от 1 до8 скважин. В случае разгерметизации устья или отклонения режима работы от заданного они обеспечивают перекрытие ствола скважины управляемыми скважинными клапанами – отсекателями.






Лекция на тему: «Оборудование для фонтанной эксплуатации скважин».
  • Другое
Описание:

В методической разработке представлены следующие вопросы:

1)    Комплектность установки при фонтанной эксплуатации скважин.

1)       2)   Подземное оборудование фонтанных скважин: НКТ, пакер и якорь.

 

      3) Наземное оборудование фонтанных скважин: фонтанная арматура, манифольд, запорные и регулирующие

          устройства фонтанной арматуры и манифольда.

 

       

 

 

Автор Шестернева Марина Анатольевна
Дата добавления 19.11.2014
Раздел Другое
Подраздел Конспекты
Просмотров 929
Номер материала 3485
Скачать свидетельство о публикации

Оставьте свой комментарий:

Введите символы, которые изображены на картинке:

Получить новый код
* Обязательные для заполнения.


Комментарии:

↓ Показать еще коментарии ↓