Устьевое оборудование нефтяных скважин


Устьевое оборудование нефтяных скважин

Фонтанная арматура (ФА) - комплект устройств, монтируемый на устье фонтанирующей скважины и предназначена для:

1) герметизации и разобщения межтрубных пространств,

2) подвески одной или двух лифтовых (фонтанных) колонн

3) управления потоками продукции скважины:

· для направления продукции скважины в выкидную линию на замерную установку;

· для регулирования режима работы скважины;

4) осуществления глубинных исследований.

5) проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины;

ФА должна:

1) выдерживать большое давление (при полном закрытии фонтанирующей скважины),

2) давать возможность производить замеры давления как в лифтовых трубах, так и на выходе продукции из скважины,

3) позволять выпускать или закачивать газ при освоении скважины.

ФА включает:

1) колонную головку

2) трубную головку,

3) фонтанную ёлку

4) манифольд (рис.).

Колонная головка, расположенная в нижней части, предназначена для:

· подвески обсадных колонн,

· обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубных пространств и контроля давления в них;

· установки фонтанной арматуры.

При простейшей конструкции скважины (без промежуточных техн. колонн) вместо колонной головки используют колонный фланец, устанавливаемый на верхней трубе эксплуатационной колонны.

Существуют одно-, двух-, трех-, четырех- и пятиколонные головки.

Требования, предъявляемые к конструкциям колонных головок, следующие:

1) надежная герметизация межтрубных пространств;

2) возможность контроля за давлениями во всех межтрубных пространствах;

3) быстрое и надежное закрепление подвески обсадных колонн;

4) возможность крепления к одной колонной головке различных обсадных колонн, т. е. универсальность;

5) быстрый и удобный монтаж;

6) минимально возможная высота.

Колонная головка в период эксплуатации скважины остается на устье и, как правило, не ремонтируется. Поэтому к ее конструкции и качеству изготовления предъявляются высокие требования.

Выпускаются колонные головки на 14,0; 21,0; 35,0; 50,0 и 70,0 МПа рабочего давления. В некоторых случаях (на газовых скважинах) применяются колонные головки, рассчитанные на давление до 150 МПа.

После бурения с колонной головки демонтируют превенторы и устанавливают фонтанную арматуру (рис. 3). Корпус головки 1 навинчивается на верхний резьбовой конец кондуктора.

Обсадная колонна 10 вворачивается в специальную муфту 7. Герметичность соединения корпуса головки 1 и муфты 7 достигается муфтой 2 и двумя кольцами 3 из специальной нефтестойкой резины. Плотность посадки достигается за счет прижатия муфты полукольцами 5 и фланцем 4, который болтами притягивается к фланцу корпуса.

Рисунок 3 - Конструкция простейшей колонной головки для одной обсадной колонны

Муфта 7 заканчивается фланцем 6 для присоединения к нему фонтанной арматуры. Для опрессовки колонной головки и контроля давления в межтрубном пространстве предусмотрен боковой отвод с краном высокого давления 9 и манометром 8.

Tрубная головка монтируется на колонной головке и служит для подвески и герметизации лифтовых колонн при концентричном или параллельном спуске их в скважину.

Трубная головка представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами с установленной на ней переходной катушкой, в которую вворачивается верхний резьбовой конец фонтанных труб. При применении двух рядов труб устанавливаются две крестовины с переходными катушками. На нижней катушке подвешивается первый ряд труб (большого диаметра), а на верхней катушке - второй ряд труб (меньшего диаметра). На верхнем фланце катушки укрепляется собственно фонтанная ёлка.

Трубная головка подвергается давлению затрубного газа, которое может быть больше, чем давление в фонтанной ёлке. Поэтому трубная головка рассчитывается и испытывается на давление примерно в 1,5 раза большее, чем фонтанная ёлка. Это объясняется тем, что в межтрубном пространстве, которое герметизирует трубная головка, может скопиться чистый газ, и поэтому давление может достигнуть пластового.

Фонтанная ёлка устанавливается на трубной головке и служит для распределения и регулирования потоков продукции из скважины.

Cостоит из:

1) запорных устройств (задвижки, шаровые или конические краны),

2) регулирующих устройств (штуцеры постоянного или переменного сечения)

3) фитингов (катушки, тройники, крестовины, крышки).

Рисунок 3 - Арматура фонтанная крестовая для однорядного подъемника: 1 - манометры; 2- трехходовой кран; 3- буфер, 4. 9- задвижки; 5- крес­товик елки; 6-переводная катушка; 7 - переводная втулка; 8-крестовик трубной головки: 10- штуцеры; 11- фланец колонны; 12 - буфер

Характерным узлом крестовой арматуры является крестовина 5 (рис. 3) с двумя боковыми отводами, каждый из которых может быть рабочим, а второй запасным. Для тройниковой фонтанной ёлки (рис. 4) характерным узлом являются тройники 1, к которым присоединяются выкидные линии - верхняя и нижняя. Причем рабочим выкидом всегда должна быть верхняя линия, а нижняя - запасной. Это продиктовано безопасностью работы и возможностью предотвращения открытого фонтанирования. Тройниковые арматуры, как правило, применяются в скважинах, дающих вместе с нефтью абразивный материал - песок, ил. При разъедании песком верхнего тройника скважина может быть переведена на работу через нижний отвод

Рисунок 4 - Фонтанная тройниковая арматура кранового типа для подвески двух рядов НКТ (2АФТ-60 x 40 х КрЛ-125): 1 - тройник; 2 - патрубок для подвески второго ряда НКТ; 3 - патрубок для подвески первого ряда НКТ

При этом промежуточная (между отводами) задвижка или кран закрывается; и верхний тройник, и отвод могут быть отремонтированы. При применении в этих условиях крестовой арматуры разъедание крестовины приводит к необходимости перекрытия скважины центральной задвижкой для замены крестовины. Однако крестовые арматуры более компактны, высота их меньше, обслуживание, которое заключается в снятии показаний манометров, смене штуцеров и осуществляется с мостков без лестниц. Тройниковые арматуры имеют большую высоту и требуют для обслуживания специальных вспомогательных сооружений.

Если скважина эксплуатируется фонтанным способом, то на поверхности (на устье) устанавливают специальное оборудование – фонтанную арматуру и производится обвязка устьевого оборудования.

Длительное и бесперебойное фонтанирование скважин в процессе освоения и эксплуатации обеспечивается правильно выбранным режимом её работы. Режим фонтанной эксплуатации изменяют созданием противодавления в фонтанной ёлке. Это оборудование необходимо для управления скважиной. С помощью фонтанной арматуры можно регулировать добычу нефти – уменьшать или совсем остановить.

После того, когда давление в скважине уменьшится, и скважина начнет давать совсем мало нефти, как посчитают специалисты, ее переведут на другой способ эксплуатации.

Mанифольд связывает ФА c трубопроводами. Элементы ФА соединяются фланцами или хомутами. Для уплотнения внутри полостей используют эластичные манжеты, наружных соединений - жёсткие кольца, б.ч. стальные.

Привод запорных устройств:

1) ручной,

2) при высоком давлении пневматический или гидравлический c управлением:

· местным,

· дистанционным

· автоматическим.

При отклонении давления продукции скважины от заданных пределов или в случае пожара на скважине автоматически закрываются запорные устройства. Давление во всех полостях контролируется манометрами. Запорные и регулирующие устройства могут дублироваться и заменяться под давлением при работе скважины, возможна также смена под давлением фонтанной ёлки. Для спуска в работающую скважину приборов и др. оборудования на ФА устанавливают лубрикатор - трубу c сальниковым устройством для каната или кабеля, в которой размещается спускаемое в скважину оборудование.

Фонтанные арматуры различаются по:

1. Конструктивным и прочностным признакам:

2. Рабочему давлению - от 7 до 105 МПа;

3. Размерам проходного сечения ствола - от 50 до 100 мм;

4. Конструкции фонтанной ёлки:

· крестовые;

· тройниковые;

5. Числу спускаемых в скважину рядов труб - однорядные и двухрядные;

6. Типу запорных устройств:

· с задвижками;

· с кранами.

ФА скважин морских месторождений c подводным устьем имеют спец. конструкции для дистанционной сборки и управления.

Фонтанные арматуры шифруются следующим образом:

АФТ-65Кр-140, что означает: арматура фонтанная, тройниковая с проходным сечением 65 мм, крановая на 14 МПа рабочего давления.

АФК-50-210 - арматура фонтанная крестовая диаметром 50 мм на рабочее давление 21 МПа.

Устьевое оборудование нефтяных скважин

Поиск Лекций

Тема 1. ОБЩЕСКВАЖИННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

Геологические условия нефтяных и газовых месторождений, из которых добываются нефть и газ, различны. Они отличаются глубиной залегания продуктивного пласта, характеристикой и устойчивостью проходимых горных пород, пластовыми давлениями и температурой, газовым фактором, плотностью нефти, давлением насыщения и другими характеристиками. В зависимости от этих геологических характеристик и особенностей продуктивного пласта применяются различные конструкции скважин. В этих конструкциях обязательными элементами являются:

1) короткое направление (5 - 15 м),

2) кондуктор (100 - 500 м)

3) обсадная - эксплуатационная колонна (до продуктивного горизонта).

Однако такая простая одноколонная конструкция употребляется при глубинах порядка до 2000 м с устойчивыми породами, не вызывающими осложнений при бурении и освоении скважины.

При сложных геологических условиях, трудностях спуска одной колонны до проектной глубины, осложнениях при бурении, необходимости перекрытия промежуточных горизонтов с большим пластовым давлением, а также по ряду других причин необходимо применять более сложные и дорогостоящие многоколонные конструкции скважин.

Например, на скважинах, пробуренных на меловые отложения в Чечено-Ингушетии, залегающие на глубине 5300 - 6000 м, вынуждены применять многоколонные конструкции, состоящие кроме направления и кондуктора из четырех-семи колонн, в том числе с так называемыми хвостовиками, т. е. обсадными колоннами, закрепляющими только вскрытую часть пород ниже башмака последней обсадной колонны.

Оборудование фонтанной скважины подразделяется на:

1) наземное (устьевое);

2) подземное (скважинное).

К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру и манифольд.

К подземному оборудованию относятся насосно-компрессорные трубы (НКТ).

Условия эксплуатации месторождений нефти и газа, а также охрана недр и техника безопасности требуют:

· герметизации и разобщения межтрубных пространств,

· спуска в скважину НКТ, направления продукции в замерные устройства,

· регулирования работы скважины, ее кратковременного закрытия для ремонтных работ.

Это осуществляется с помощью установки на устье фонтанной скважины оборудования, состоящего из:

1) колонной головки,

2) фонтанной арматуры (трубная головка + елка)

3) манифольдов.

Колонная головка предназначена для:

· обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубных пространств,

· подвески обсадных колонн

· установки фонтанной арматуры.

Существуют одно-, двух-, трех-, четырех- и пятиколонные головки. Требования, предъявляемые к конструкциям колонных головок:

· надежная герметизация межтрубных пространств;

· возможность контроля за давлениями во всех межтрубных пространствах;

· быстрое и надежное закрепление подвески обсадных колонн;

· возможность крепления к одной колонной головке различных обсадных колонн, т. е. универсальность;

· быстрый и удобный монтаж;

· минимально возможная высота.

Колонная головка в период эксплуатации скважины остается на устье и, как правило, не ремонтируется. Поэтому к ее конструкции и качеству изготовления предъявляются высокие требования. Выпускаются колонные головки на 14,0; 21,0; 35,0; 50,0 и 70,0 МПа рабочего давления. В некоторых случаях (на газовых скважинах) применяются колонные головки, рассчитанные на давление до 150 МПа.

После бурения с колонной головки демонтируют превенторы и устанавливают фонтанную арматуру (рис. 1). Корпус головки 1 навинчивается на верхний резьбовой конец кондуктора.

Рисунок 1 - Конструкция простейшей колонной головки для одной обсадной колонны

Обсадная колонна 10 вворачивается в специальную муфту 7. Герметичность соединения корпуса головки 1 и муфты 7 достигается муфтой 2 и двумя кольцами 3 из специальной нефтестойкой резины. Плотность посадки достигается за счет прижатия муфты полукольцами 5 и фланцем 4, который болтами притягивается к фланцу корпуса

Муфта 7 заканчивается фланцем 6 для присоединения к нему фонтанной арматуры. Для опрессовки колонной головки и контроля давления в межтрубном пространстве предусмотрен боковой отвод с краном высокого давления 9 и манометром 8. 8.6.2.

Фонтанная арматурапредназначена для:

1) подвески одной или двух колонн НКТ (фонтанных) труб;

2) герметизациииконтроля (затрубного пространства) пространства между НКТ (фонтанными трубами) и обсадной колонной (ОК);

3) проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины;

4) направления продукции скважины в выкидную линию на замерную установку;

5) регулирования режима работы скважины и осуществления глубинных исследований.

Фонтанная арматура подвергается действию высоких температур и давлений. Однако по своим эксплуатационным характеристикам (дебит, давление, температура, газовый фактор и др.) фонтанные скважины бывают различными. Поэтому возникает необходимость иметь фонтанные арматуры, рассчитанные на различные условия работы.

Фонтанные арматуры различаются по конструктивным и прочностным признакам:

· по рабочему давлению - от 7 до 105 МПа;

· по размерам проходного сечения ствола - от 50 до 100 мм;

· по конструкции фонтанной ёлки - крестовые и тройниковые;

· по числу спускаемых в скважину рядов труб - однорядные и двухрядные;

· по типу запорных устройств - с задвижками или с кранами.

Для охвата всех возможных условий в фонтанных скважинах по давлению приняты следующие стандарты: арматуры на 7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа рабочего давления, причем арматура на 7, 14, 21 и 35 МПа испытывается на двойное рабочее давление, а арматура на 70 и 105 МПа - на полуторакратное давление. Собственно фонтанная арматура состоит из двух элементов: трубной головки и фонтанной ёлки. Трубная головка предназначена для подвески фонтанных труб. Обычно она представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами с установленной на ней переходной катушкой, в которую вворачивается верхний резьбовой конец фонтанных труб. При применении двух рядов труб устанавливаются две крестовины с переходными катушками. На нижней катушке подвешивается первый ряд труб (большого диаметра), а на верхней катушке - второй ряд труб (меньшего диаметра). На верхнем фланце катушки укрепляется собственно фонтанная ёлка.

Трубная головка подвергается давлению затрубного газа, которое может быть больше, чем давление в фонтанной ёлке. Поэтому трубная головка рассчитывается и испытывается на давление примерно в 1,5 раза большее, чем фонтанная ёлка. Это объясняется тем, что в межтрубном пространстве, которое герметизирует трубная головка, может скопиться чистый газ, и поэтому давление может достигнуть пластового.

Фонтанные ёлки по конструкции делятся на крестовые и тройниковые. Характерным узлом крестовой арматуры является крестовина 6 (рис.2) с двумя боковыми отводами, каждый из которых может быть рабочим, а второй запасным. Для тройниковой фонтанной ёлки (рис. 3) характерным узлом являются тройники 1, к которым присоединяются выкидные линии - верхняя и нижняя. Причем рабочим выкидом всегда должна быть верхняя линия, а нижняя - запасной. Это продиктовано безопасностью работы и возможностью предотвращения открытого фонтанирования. Тройниковые арматуры, как правило, применяются в скважинах, дающих вместе с нефтью абразивный материал - песок, ил. При разъедании песком верхнего тройника скважина может быть переведена на работу через нижний отвод

При этом промежуточная (между отводами) задвижка или кран закрывается; и верхний тройник, и отвод могут быть отремонтированы. При применении в этих условиях крестовой арматуры разъедание крестовины приводит к необходимости перекрытия скважины центральной задвижкой для замены крестовины. Однако крестовые арматуры более компактны, высота их меньше, обслуживание, которое заключается в снятии показаний манометров, смене штуцеров и осуществляется с мостков без лестниц. Тройниковые арматуры имеют большую высоту и требуют для обслуживания специальных вспомогательных сооружений.

Фонтанные арматурышифруются следующим образом:

АФТ-65Кр-140, что означает: арматура фонтанная, тройниковая с проходным сечением 65 мм, крановая на 14 МПа рабочего давления.

АФК-50-210 - арматура фонтанная крестовая диаметром 50 мм на рабочее давление 21 МПа.

Рисунок 2 - Фонтанная крестовая арматура (4АФК-50-700) высокого давления (70 МПа) для однорядного подъемника: 1 - вентиль, 2 - задвижка, 3 - крестовина, 4 - катушка для подвески НКТ, 5 - штуцер, 6 - крестовины ёлки, 7 - буфер, 8 - патрубок для подвески НКТ, 9 - катушка

Масса фонтанной арматуры достигает 3 т, высота 4 м, ширина до 3,3 м.

Штуцеры.

Они являются элементом фонтанной елки и предназначены для регулирования режима работы фонтанной скважины и ее дебита. Штуцеры устанавливаются на обеих выкидных линиях арматуры и подразделяются на нерегулируемые и регулируемые. Более просты и надежны нерегулируемые штуцеры. Они незаменимы в случаях, когда из скважины поступает песок или другой абразивный материал. Существует много конструкций нерегулируемых штуцеров, которые часто выполняются в виде коротких конических втулок из легированной стали или из металлокерамического материала с центральным каналом заданного диаметра. По мере износа штуцера установленный режим работы скважины нарушается и штуцер необходимо менять. Для этого работу скважины переводят временно на запасной отвод, на котором установлен штуцер заданного диаметра, и одновременно меняют изношенный штуцер в основном рабочем отводе. В связи с этим предложено много конструкций так называемых быстросменных штуцеров (рис. 4).

Рисунок 3 - Фонтанная тройниковая арматура кранового типа для подвески двух рядов НКТ (2АФТ-60 x 40 х КрЛ-125):

1 - тройник; 2 - патрубок для подвески второго ряда НКТ;

3 - патрубок для подвески первого ряда НКТ

Простейший штуцер выполняется в виде диафрагмы с отверстием заданного диаметра, зажимаемой между двумя фланцами выкидной линии.

Применяются регулируемые штуцеры, в которых проходное сечение плавно изменяют перемещением конусного штока в седле из твердого материала. Перемещение осуществляется вращением маховика, на штоке которого имеется указатель, показывающий эквивалентный диаметр проходного кольцевого сечения регулируемого штуцера.

Рисунок 4 - Штуцер быстросменный для фонтанной арматуры высокого давления (ЩБА-50-700):

1 - корпус, 2 - тарельчатая пружина, 3 - боковое седло, 4 - обойма, 5 - крышка, 6 - нажимная гайка, 7 - прокладка, 8 - гайка боковая. 9 - штуцерная металлокерамическая втулка

Такие штуцеры сложнее, дороже, имеют сальниковые уплотнения и применяются обычно в скважинах, не продуцирующих песок. В любом штуцере происходит поглощение энергии газожидкостной струи и снижение давления от давления на буфере до давления в отводящей линии системы нефтегазосбора. Если разность давлений велика, применяют несколько последовательно соединенных штуцеров, в каждом из которых частично снижается давление.

Манифольды.

Манифольд предназначен для обвязки фонтанной арматуры с трубопроводом, подающим продукцию скважины на замерную установку. Применяются различные схемы таких обвязок в зависимости от местных условий и технологии эксплуатации. Поэтому эти схемы не стандартизованы, но их узлы комплектуются из элементов заводского изготовления. Простейшая схема манифольда крестовой фонтанной арматуры (рис. 5) не предусматривает обвязку выкидов межтрубных пространств и предполагает наличие только одной выкидной линии, соединяющей скважину с трапной или замерной установкой. В некоторых случаях при интенсивном отложении парафина предусматривают две выкидные линии и манифольд, допускающий работу через любой из двух выкидов.

Рисунок 5 - Схема обвязки крестовой фонтанной арматуры

На рисунке 5 показаны стандартизованные узлы заводской сборки. Они очерчены четырехугольниками и помечены номером (№ 1, №2, №3). Схема предусматривает два регулируемых штуцера, два вентиля для отбора проб жидкости и газа, запорные устройства 3 для сброса продукции на факел или земляной амбар, тройники 4, крестовики 5, предохранительный клапан 6, фланцевые соединения 7. Основные узлы манифольда унифицированы с узлами и деталями фонтанной арматуры. Манифольды на концах имеют фланцы для присоединения труб диаметром 80 мм. В обозначение манифольда входят номер схемы, условный проходной диаметр и рабочее давление, например, 1МАТ-60 х 125. Выкидной шлейф соединяет манифольд арматуры с групповой замерной установкой (ГЗУ) промысловой системы нефтегазосбора, где автоматически замеряются дебиты скважин. К ГЗУ подключается группа скважин (до 24), дебит которых измеряется поочередно по определенной программе.

Одиночные фонтанные скважины и особенно высокодебитные работают в индивидуальную трапную установку, в которой происходит сепарация газа (иногда двухступенчатая) и замер дебита. Далее, продукция скважины вместе с водой и остаточным газом поступает в промысловый нефтесборный пункт для частичного обезвоживания путем отстоя и полной сепарации газа. Часто промысловый нефтесборный пункт совмещают с установками по обезвоживанию и обессоливанию нефти с помощью ее нагрева, промывки пресной водой с добавкой поверхностно-активных веществ - деэмульгаторов, разрушающих поверхностные пленки на границе мельчайших капелек воды и нефти.

Рекомендуемые страницы:

Устьевое оборудование, применяемое при эксплуатации скважин УШСН

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Негосударственное образовательное учреждение

«Институт дополнительного образования Тюменского государственного нефтегазового университета»

Реферат

по рабочей профессии «Оператор по добычи нефти и газа»

Устьевое оборудование, применяемое при эксплуатации скважин УШСН

Тюмень 2015

Содержание

скважина нефть штанговый насос

Введение

1. Устьевое оборудование УШСН

1.1 Станки-качалки

1.2 Регулирование амплитуды движения головки балансира

2. Устьевое оборудование

2.1 Устьевой сальник

2.2 Устьевая арматура

3. Правила безопасности при эксплуатации скважин штанговыми насосами

Заключение

Список литературы

Введение

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.

Штанговая глубинная насосная установка (рис. 1) 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.

1. Устьевое оборудование УШСН

1.1 Станки-качалки

Станок-качалка (рис. 2), является индивидуальным приводом скважинного насоса.

Рис. 2. 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.

1.2 Регулировка амплитуды движения головки балансира

Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока-7 на рис. 1) 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. 1.

Таблица 1

Станок_качалка

Число ходов балансира в мин.

Масса, кг

Редуктор

СКД3-1,5-710

515

3270

Ц2НШ-315

СКД4-2,1-1400

515

6230

Ц2НШ-355

СКД6-2,5-2800

514

7620

Ц2НШ-450

СКД8-3,0-4000

514

11600

НШ-700Б

СКД10-3,5-5600

512

12170

Ц2НШ-560

СКД12-3,0-5600

512

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 1,22,5

Число двойных ходов в минуту 17

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».

2. Устьевое оборудование

Устьевое оборудование предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважины, подвешивания колонны НКТ, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ в скважинах.

В оборудовании устья колонна насосно-компрессорных труб в зависимости от ее конструкции подвешивается в патрубке планшайбы или на корпусной трубной подвеске

2.1 Устьевой сальник

Для уплотнения устьевого штока применяется устьевой сальник типа СУС1 или СУС2 (рис. 3).

Рис. 3. Устьевой сальник типа СУС1: 1 - нипель; 2 - накидная гайка; 3 - втулка; 4 - шаровая крышка; 5 _ крышка головки; 6 - верхняя втулка; 7 - нажимное кольцо; 8,10 _ манжеты; 9 - шаровая головка; 11 _ опорное кольцо; 12 - нижняя втулка; 13 - кольцо; 14 - гайка; 15 - тройннк; 16 - болт откидной; 17 - палец

2.2 Устьевая арматура

Арматура устьевая типа АУШ-65/50х14 состоит из устьевого патрубка с отборником проб, угловых вентилей, клапана перепускного, устьевого сальника и трубной подвески (рис. 4).

Рис. 4. Устьевая арматура типа АУШ: 1 - отверстие для проведения исследовательских работ; 2 - сальникове устройство; 3 - трубная подвеска; 4 _ устьевой патрубок; 5, 8 и 9 - угловые вентили; 6 - отборник проб; 7 _ быстросборная муфта; 10 _ перепускной патрубок; 11 _ уплотнительное кольцо

Трубная подвеска, имеющая два уплотнительных кольца, является основным несущим звеном насосно-компрессорных труб с глубинным насосом на нижнем конце и сальниковым устройством наверху. Корпус трубной головки имеет отверстие для выполнения исследовательских работ.

Проекция скважины поступает через боковое отверстие трубной подвески, а сброс давления из затрубного пространства производится через встроенный в корпус трубной подвески перепускной клапан.

Техническая характеристика АУШ 65/50 Х 14

Рабочее давление, МПа:

в устьевом сальнике СУС при работающем станке-качалке

4

при остановленном станке-качалке

14

Условный проход, мм:

ствола

65

обвязки

50

Подвеска насосно-компрессорных труб

Конусная

Диаметр подвески труб, мм

73

Присоединительная резьба

(ГОСТ 632--80)

Резьба НКТ

Диаметр устьевого патрубка, мм

146

Габариты, мм

3452х770х1220

Масса, кг

160

3. Правила безопасности при эксплуатации скважин штанговыми насосами

Устье скважины должно быть оборудовано арматурой и устройством для герметизации штока.

Обвязка устья периодически фонтанирующей скважины должна позволять выпуск газа из затрубного пространства в выкидную линию через обратный клапан и смену набивки сальника штока при наличии давления в скважине.

До начала ремонтных работ или перед осмотром оборудования периодически работающей скважины с автоматическим, дистанционным или ручным пуском электродвигатель должен отключаться, а на пусковом устройстве вывешивается плакат: «Не включать, работают люди».

На скважинах с автоматическим и дистанционным управлением станков-качалок вблизи пускового устройства на видном месте должны быть укреплены плакаты с надписью «Внимание! Пуск автоматический». Такая надпись должна быть и на пусковом устройстве.

Система замера дебита скважин, пуска, остановки и нагрузок на полированный шток (головку балансира) должны иметь выход на диспетчерский пункт.

Управление скважиной, оборудованной ШСН, осуществляется станцией управления скважиной типа СУС -- 01 (и их модификации), имеющий ручной, автоматический, дистанционный и программный режим управления. Виды защитных отключений ШСН: перегрузка электродвигателя (>70% потребляемой мощности); короткое замыкание; снижение напряжения в сети (

Подземное и устьевое оборудование добывающих скважин

Меню
Главная
Авторизация/Регистрация
 

Главная География Разработка нефтяного месторождения

< Предыдущая СОДЕРЖАНИЕ Следующая >
   

Перейти к загрузке файла

Подземное оборудование фонтанных скважин

К подземному оборудованию относятся насосно-компрессорные трубы (НКТ), воронка. Трубы НКТ соединяются между собой при помощи муфтовых резьбовых соединений, спускается в скважину для предохранения обсадной колонны от абразивного износа и высокого давления, для создания определенных скоростей газожидкостного потока и выработки газонасыщенного пласта снизу вверх. Снизу на НКТ устанавливается при помощи резьбового соединения воронка и спускается до уровня 30-50 м над хвостовиком. На устье, НКТ соединяется с толстостенным патрубком и подвешивается при помощи резьбовой муфты находящейся на планшайбе фонтанной арматуры.

Колонны НКТ служат в основном для следующих целей:

- подъема на поверхность отбираемой из пласта жидкости, смеси жидкости и газа или одного газа;

- подачи в скважину жидкости или газа (осуществления технологических процессов, интенсификации добычи или подземного ремонта);

- подвески в скважине оборудования.

Таблица 4.1 Техническая характеристика НКТ, используемых на Северо-Останинском месторождении

Условный диаметр трубы, мм

Труба

Муфта

наружный диаметр, D мм

толщина стенки,

S мм

внутренний диаметр,

d мм

масса 1 м трубы, кг

наружный диаметр, D мм

длина,

L мм

масса, кг

Трубы гладкие и муфты к ним по ГОСТ 633-80

73

73

5,5

62,0

9,2

88,9

132,0

2,4

Внутреннее давление по группам прочности

Наружное давление РКР по группам прочности

Д

К

Е

Л

М

Д

К

Е

Л

М

49

65

71

84

97

36

47

51

58

65

Оборудование устья добывающих скважин

На устье скважины обсадные колонны обвязываются, т.е. соединяются частью оборудования скважины, называемой однофланцевой 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 стволовой части скважины и выполнения необходимых технологических операций. Колонная головка служит пьедесталом для монтажа эксплуатационного оборудования, спущенного в скважину.

Конструктивно колонная головка - это сочетание нескольких связанных между собой элементов - катушек или крестовин, несущих обсадные колонны. Число этих элементов зависит от числа обсадных колонн скважин.

Условия работы колонной головки достаточно сложны: нагрузка от веса обсадных колонн может превышать в глубоких скважинах несколько сот килоньютонов. Элементы колонной головки воспринимают также давление от среды, контактирующей с ними. При наличии в пластовой жидкости или газе Н2S, СО2 или при сильной минерализации пластовых вод колонная головка подвергается их коррозийному воздействию. В глубоких скважинах при закачке теплоносителей их стволы и колонные головки нагреваются до 150-250°С, в условиях севера могут охлаждаться до неизбежно приводит к серьезным авариям, нанесению ущерба окружающей среде, а в отдельных случаях может быть причиной возникновения пожаров, взрывов, несчастных случаев.

Оборудование устья фонтанных скважин

На фонтанных нефтяных скважинах предполагается установка фонтанной арматуры АФК2-65-35К1ХЛ - Арматура фонтанная, для сред содержащих СО3 до 6%, условный проход по стволу и боковым струнам 0,065 м, рабочее давление 35 МПа. На рис. 4.3 показана фонтанная арматура тройникового типа с запорными устройствами ЗД, ЗДШ.

При эксплуатации скважины газожидкостная смесь из подъемных труб НКТ-73, проходит через открытую центральную задвижку и направляется на выкид, и далее пройдя через штуцер ЗДШ, в выкидную линию (на схеме не показана), соединяющую арматуру с нефтесборным коллектором и далее АГЗУ. Задвижки на правом отводе крестовины трубной головки при фонтанной работы скважины закрыты, левый отвод крестовины трубной головки служит для подачи рабочего реагента (газ, промывочные жидкости, ПАВ).

Для контроля за технологическим процессами и устьевыми параметрами скважины, устанавливаются два технических манометра с трехходовыми кранами или с вентилями: один на отводе крестовика трубной головки для замера давления в межтрубном пространстве скважины (затрубное давление), другой в верхней части арматуры для замера давления в трубах НКТ (трубное или буферное давление).

На верхнюю часть фонтанной арматуры (буфер) устанавливают лубрикатор, служит для проведения технологических операций, таких как спуск, подъем контрольно-измерительных приборов (глубинных манометров, дебетометров) или депарафинизационных скребков, проведения ГДИС.

На боковых отводах елки устанавливают задвижки штуцерные типа ЗДШ65-35К1ХЛ с дисковыми штуцерами (металлокерамические). Замена штуцеров в задвижке ЗДШ производится одним оператором в течение 3 - 5 мин при закрытом положении шибера без сброса давления из системы.

На месторождении применяется фонтанная арматура: АФК2-65-35К1ХЛ (изготовитель - ЗАО «Технология», г. Воткинск) - арматура фонтанная коррозионностойкая, предназначена для работы в холодных макроклиматических районах.

Таблица 4.2 Техническая характеристика фонтанной арматуры

Максимальное рабочее давление, МПа (кг/см2)

35 (350)

Условный проход ствола елки, мм

65

Условный проход боковых отводов, мм

65

Температура окружающей среды, 0С

-60….+50

Диаметр подвешиваемого трубопровода, мм

НКТ 73

Масса АФК2-65х35К1ХЛ, кг

860

Задвижка предназначена для установки на трубопроводы высокого давления или для работы в составе фонтанных или нагнетательных арматур.

Присоединительные размеры задвижек ЗД аналогичны ЗМС (или любые другие по заказу).

Таблица 4.3 Техническая характеристика задвижки типа ЗД 65-35К1ХЛ

Характеристика

ЗД 65-35К1ХЛ

Максимальное рабочее давление, МПа (кг/см2)

35 (350)

Рабочая среда

Вода техническая, нефть, газ, слабые растворы щелочей и кислот

Условный проход, мм

65

Температура окружающей среды, 0С

-60….+45

Температура рабочей среды, 0С

не более 120

Герметичность затвора, класс, ГОСТ 9544-93

А

Рабочее положение

открыто

Направление подачи рабочей среды

любое

Положение на трубопроводе

любое

Габаритные размеры, мм

Высота

252

Длина

350

Длина ручки

230

Масса, кг

52

Присоединение к трубопроводу

фланцевое

Показатели надежности

Полный срок службы, лет, не менее

15

Полный средний ресурс, циклов не менее

1800

Наработка на отказ, циклов, не менее

600

Срок службы до капитального ремонта, лет, не менее

5

Таблица 4.4 Присоединительные размеры фланцев задвижки ЗД 65-35К1ХЛ

Параметр

Рр, МПа

Dу, мм

D, мм

Dш, мм

Dк, мм

Dо, мм

h, мм

ГОСТ/РД

ЗД

35

65

195

160

90

22

56

РД26-16-40-89

35

65

245

190,5

107,9

28

50

ГОСТ 28919

Задвижка штуцерная ЗДШ 65-35К1ХЛ

Задвижка предназначена для установки на трубопроводы высокого давления или для работы в составе фонтанных или нагнетательных арматур.

Таблица 4.5 Техническая характеристика задвижки типа ЗДШ 65-35К1ХЛ

Характеристика

ЗДШ 65-35К1ХЛ

Максимальное рабочее давление, МПа (кг/см2)

35 (350)

Рабочая среда

Вода техническая, нефть с объемным содержанием СО2, газ содержащий жидкие углеводороды, этиленгликоль, турбинные масла, воду и механические примеси

Диаметры отверстии штуцеров, мм

2,3,4,5,6,7,8,10,12

Температура окружающей среды, 0С

-60….+45

Температура рабочей среды, 0С

не более 110

Герметичность затвора, класс, ГОСТ 9544-2005

А

Рабочее положение

открыто

Направление подачи рабочей среды

любое

Положение на трубопроводе

любое

Габаритные размеры, мм

Высота

252

Длина

350

Длина ручки

230

Масса, кг

52

Присоединение к трубопроводу

фланцевое

Показатели надежности

Полный срок службы, лет, не менее

15

Полный средний ресурс, циклов не менее

1800

Наработка на отказ, циклов, не менее

600

Срок службы до капитального ремонта, лет, не менее

5

Таблица 4.6 Присоединительные размеры фланцев задвижки штуцерной ЗДШ 65-35К1 ХЛ

Параметр

Рр, МПа

Dу, мм

D, мм

Dш, мм

Dк, мм

Dо, мм

h, мм

n, шт.

Н, мм

ГОСТ/РД

ЗДШ

35

65

195

160

90

22

40

8

270

РД26-16-40

Уникальная особенность конструкции задвижки ЗД 65-35К1ХЛ и задвижки штуцерной ЗДШ 65-35К1ХЛ получило ряд преимуществ по сравнению с задвижками «классической» конструкции:

· «открытие-закрытие» задвижки осуществляется рукояткой;

· свободные внутренние объемы минимальны (т.к. шибер вращается вокруг своей оси), что позволяет исключить замерзание рабочей среды в полостях при низких температурах;

· Детали задвижки, работающие в контакте с агрессивной средой, изготовлены из высоколегированной хромистой стали;

· Задвижки сохраняют работоспособность при температуре окружающего воздуха до -60°С и не требует разогрева при выполнении операции «открыть - закрыть»;

· Благодаря своей конструкции имеет низкое гидравлическое сопротивление;

Из перечисленных выше преимущества, были выявлены по ходу работы также и недостатки:

· Рукоятки задвижек легко снимаются без применения ключей, поэтому после очередного ремонта скважины (КРС), постоянно утериваются;

· При высоком содержании газа в жидкости, нарушается герметичность задвижек, что осложняет работу по открытию задвижек, а так же замена штуцера на ЗДШ;

· При низкой температуры окружающего воздуха (-35; -40), задвижки

требуют разогрева при выполнении операции «открыть-закрыть»;

· В ходе эксплуатации выявлено не герметичность клапана масленки, что приводит подтеки масла, а также нефти из масленки.

· При частой смене штуцера, происходит износ резиновых прокладок, как на самих штуцерах, так и на съемных резьбовых пробках (на схеме и рисунке не указано), нарушается герметичность при открытии ЗДШ;

· Не обходимо повышенное внимание при смене штуцера, чтобы не допустить перекоса его вовремя установки, а также закручивание пробок, чтобы не сорвать резьбу;

· При обвязке фонтанной арматуры, в отличие от задвижек «классической» конструкции, рабочий персонал часто путается в порядке установки задвижек данной конструкции, так как они устанавливаются в любом положении, что приводит к неудобству производить операции «открыть - закрыть» во время проведения технологических операций.

Конструкция скважины оборудованная ЭЦН

На сегодняшний день, механизированная добыча с помощью погружных электроцентробежных насосов, занимает ведущее место на российских нефтедобывающих промыслах. Поскольку имеют разные производительности, габариты, что особенно важно как для высокодебитных скважин с низким газовым фактором, так и для малодебитных. Их наземное оборудование отличается простотой и не требует больших металла затрат для строительства сооружений и фундамента. Поэтому внедрение погружных центробежных насосов на новых скважинах может осуществляться в короткий срок и в любое время года. Поскольку центробежный насос и его привод-электродвигатель

Установка погружного электроцентробежного насоса включает в себя

погружное и наземное оборудование. На Северо-Останинском нефтяном месторождении, погружной электроцентробежной насосной установкой типа ЭЦН5А-50-2300, оснащена скважина №3.

В погружное оборудование входит: электронасосный агрегат, спущенный на глубину 2690 м при помощи колонны насосно-компрессорных труб (НКТ73). Электронасосный агрегат состоит: из погружного электро - двигателя серии ПЭД (табл. 4.6), гидрозащитой, газосепаратора, центробежного насоса, а также обратного и сливного клапанов (выпуск 2007 г., производитель «АЛНАС».

Таблица 4.7 Техническая характеристика электродвигателя серии ПЭД

Тип двигателя

Мощность, кВт

Габаритный размер, мм

Линейное напряжение, В

Ток, А

costp

КПД, %

Температура окружающей среды,0С, не более

ПЭД45-117КВ5

45

117

1400

25,5

5

0,86

84

60

К наземному оборудованию относится: устьевое оборудование (колонная головка, устьевая арматура типа АФК2-65х35К1ХЛ изготовитель ЗАО «Технология», г. Воткинск). Электрооборудование включает в себя: станцию управления «Электон 05» с номинальным напряжением в сети 404 В (производства Электон ЗАО, г. Владимир, рис. 4.8), трехфазный маслянистый трансформатор ТМПН-400/3-УХЛ1 (мощность 400 кВА, ВН 2,12 кВ, НН 0,38 кВ, рис. 4.9, производитель Уральский завод трансформаторных технологий), трансформаторная подстанция (КТППН). Электроэнергия от трансформатора к погружному электродвигателю подается по кабельной линии, которая состоит из наземного питающего кабеля и основного кабеля с удлинителем. Соединение наземного кабеля с основным кабелем кабельной линии осуществляется в клейменой коробки, которая устанавливается на расстоянии 3-5 метров от устья скважины.

 

< Предыдущая СОДЕРЖАНИЕ Следующая >
   

 


Смотрите также