чем должно быть заполнено межтрубное пространство в процессе оборудования устья

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Оборудование устья скважины

Фонтанная арматура служит для

· герметизации устья скважины,

· направления движения газожидкостной смеси в выкидную линию,

· регулирования и контроля режима работы скважины созданием противодавления на забое.

Фонтанную арматуру собирают из различных фланцевых тройников, крестовиков и запорных устройств (задвижек или кранов), которые соединяют между собой с помощью шпилек. Герметизируют соединения металлическим кольцом с овальным поперечным сечением, которое вставляют в канавки на фланцах и затем стягивают шпильками.

Фонтанная арматура состоит из

Трубную головку устанавливают на колонную головку. Она предназначена для подвески фонтанных труб и герметизации кольцевого пространства между фонтанными трубами и эксплуатационной колонной, а также для проведения различных технологических процессов, связанных с освоением и промывкой скважины, удалением отложений парафина из фонтанных труб, песка с забоя и т.д.

Трубная головка состоит из

На крестовике и тройнике трубной головки ставят запорные задвижки, которые служат для соединения технологического оборудования межтрубным или кольцевым пространством, а также для их герметизации.

Фонтанная елка устанавливается на трубную обвязку. Она предназначена для направления продукции скважин в выкидные линии, регулирования отбора жидкости и газа, проведения различных исследовательских и ремонтных работ, а также при необходимости для закрытия скважины.

Фонтанная елка состоит из

· задвижек на выкидных линиях для перевода работы скважины на одну из них.

Буферная задвижка служит для перекрытия и установки лубрикатора, который применяется для спуска в скважину скребков, различных скважинных измерительных приборов под давлением, не останавливая работу фонтанной скважины. При эксплуатации скважины на буферную задвижку устанавливают буферную заглушку с манометром.

Все задвижки фонтанной елки, кроме задвижек на одной из выкидных линий, при работе скважины должны быть открыты. Центральную задвижку закрывают лишь в аварийных случаях, направляя жидкость через межтрубное пространство в выкидные линии трубной головки.

Фонтанную арматуру различают между собой по прочностным и конструктивным признакам: по рабочему или пробному давлению, размерам проходного сечения ствола, конструкции фонтанной елки и числу спускаемых в скважину рядов фонтанных труб, виду запорных устройств.

Источник

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Межтрубное пространство

Межтрубное пространство уплотнено двумя медными кольцами, вставленными в проточки муфты, и самоуплотняющейся резиновой манжетой. [2]

Межтрубное пространство сообщается с атмосферой. [4]

Межтрубное пространство основной обсадной и внешней подвесной колонн при испытании заполняется сжатым газом с одновременным вытеснением рассола из скважины по межтрубному пространству подвесных колонн или по центральной колонне в приемную ( мерную) емкость на поверхности. [5]

Межтрубное пространство образовано корпусом подогревателя и жаровой трубой. При прохождении эмульсии в межтрубном пространстве последняя приобретает вращательное движение, что исключает образование застойных зон на поверхности нагрева. Благодаря большой скорости и турбулентности потока достигается высокий коэффициент теплоотдачи от стенки к эмульсии, что снижает температуру стенки жаровой трубы и исключает возможность коксования нефти на поверхности нагрева. [6]

Межтрубное пространство заполнено теп-лоизолятором с коэффициентом теплопроводности X. Для решения этой задачи методом электротепловой аналогии достаточно замерить электрическое сопротивление R, между двумя металлическими кольцами, плотно прижатыми к листу электропроводной бумаги, лежащему на гладком неэлектропроводном основании. [8]

Межтрубное пространство от насоса до устья, как и рассмотренные ранее участки системы насос-скважина-пласт, требует пристального изучения, так как это пространство служит каналом для получения информации о пласте. Широкое использование волнометрических методов наблюдения за уровнем в скважинах, оборудованных погружными электроцентробежными и плунжерными насосами, вызывает необходимость знания процессов, происходящих на этом участке. [9]

Межтрубное пространство разделяют поперечными перегородками на ряд ходов для обеспечения выбранной ( при расчете а) скорости рабочей среды. [11]

Межтрубное пространство уплотнено двумя медными кольцами, вставленными в проточки муфты и самоуплотняющимися резиновой манжетой. [12]

Межтрубное пространство может быть также очищено скалыванием и соскабливанием отложений при помощи удлиненных зубил и скребков. [13]

Межтрубное пространство на устье должно быть освобождено от сальника. [14]

Межтрубное пространство изолировано двумя пакерами 5 фирмы Бейкер и заполнено газойлем с ингибитором коррозии. Такая конструкция скважин обеспечивает надежную и безаварийную работу скважин в течение 15 лет. [15]

Источник

Оборудование устья и ствола скважины

Оборудование ствола скважины, законченной бурением, обуславливается в основном ее конструкцией, от которой в зна­чительной степени зависят выбор и возможность применения оборудования для его эксплуатации, интенсификации добычи или ремонта скважины.

Оборудованием скважины называют все те части ее кон­струкции, которые обеспечивают отбор продукции (закачку) в надлежащем режиме, проведение всех технологических опера­ций в процессе эксплуатации и гарантируют от возникновения открытых фонтанов и загрязнения окружающей среды.

Верхняя часть обсадных труб всех скважин заканчивается колонной головкой. Она предназначена для подвешивания и обвязки обсадных колонн с целью герметизации всех меж­трубных пространств, контроля и управления межтрубными проявлениями и служит основанием для установки устьевого оборудования. Колонная голов­ка при эксплуатации скважины должна не только герметизиро­вать межтрубные пространства, но и позволять замерять в них давление, отводить из них газ или заполнять их тяжелой жидкостью при газопроявлениях. Для этого в колонных головках имеются от­верстия, закрытые пробками. Вме­сто пробок можно подсоединять манометры или технологические трубопроводы.

Рис. 2.3. Схема колонной головки:

В зависимости от назначения и способа эксплуатации сква­жины на колонную головку устанавливают соответствующее устьевое оборудование, которое будет рассмотрено в после­дующих главах.

При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит по насосно-компрессорным трубам (НКТ). Из НКТ составляют колонны, которые спускают в скважину перед началом ее эксплуатации. Колонны НКТ служат для следующих целей:

• подъем на поверхность отбираемой из пласта жидкости, смеси жидкости и газа или одного газа;

• подача в скважину жидкости или газа (осуществление технологических процессов, интенсификация добычи или под­земного ремонта);

• подвеска в скважине оборудования;

• проведение в скважине ремонтных, в том числе буриль­ных, работ.

Насосно-компрессорные трубы в нашей стране изготавли­ваются согласно ГОСТ 633, предусматривающему изготовле­ние гладких труб и муфт к ним, труб с высаженными наружу концами (В) и муфт к ним, гладких высокогерметичных труб (НКМ) и муфт к ним, а также безмуфтовых труб (НКБ) с высаженными наружу концами. Гладкие трубы проще в изго­товлении, но их концы ослаблены нарезанной на них резьбой. Трубы с высаженными наружу концами имеют одинаковую прочность по основному телу и у резьбы. Эти трубы называются равнопрочными. Трубы изготавливаются из сталей следующих групп прочности: Д, К, Е, Л, М, Р. Кроме того, НКТ могут из­готавливаться из алюминиевого сплава марки Д16Т.

Трубы, изготовленные из алюминиевого сплава, имеют значительно меньшую массу, чем стальные, а прочность их сни­жается меньше. Таким образом, колонны труб из алюминиевого сплава можно спускать глубже, или они будут иметь больший запас прочности при глубине спуска, одинаковой с глубиной спуска стальных труб. Трубы из сплава Д16Т обладают и большей коррозионной стойкостью в сероводородсодержащих средах.

В последние годы получили применение так называемые непрерывные наматываемые (безмуфтовые или гибкие) трубы длиной до 2500 м, а в некоторых случаях — до 5500 м. Эти трубы выпускаются с прокатного стана полной строительной длины (или отдельными бухтами длиной от 300 до 650 м, которые соединяются между собой с помощью стыковой сварки) без промежуточных резьбовых соединений и сматываются в бухту. Они спускаются в скважину со специального агрегата, обычно смонтированного на большегрузной автомашине.

Через такую колонну труб можно подавать жидкость в сква­жину для промывки песчаных пробок, спускать оборудование для ремонтных и эксплуатационных работ. Естественно, что при таких непрерывных гибких трубах резко сокращается время спуска и подъема колонн, ликвидируются трудоемкие работы по свинчиванию и развинчиванию резьбовых соединений.

К недостаткам относится громоздкость оборудования для спуска и подъема труб, так как радиус изгиба труб на барабане желательно иметь больший для меньшей остаточной дефор­мации труб.

Достаточно широко на нефтяных промыслах применялись НКТ, внутренняя поверхность которых покрыта стеклом, эпоксидными смолами. Менее распространены эмалированные трубы. Такие покрытия применяются для защиты от отложения парафина на трубах и защиты от коррозии внутренней поверх­ности труб. Кроме того, они снижают на 20. 30% гидравлические сопротивления потоку.

Покрытие стеклом обладает высокой теплостойкостью и достаточно прочно при небольших деформациях труб. На по­верхности стекла не откладывается парафин. Однако покрытие стеклом имеет ряд недостатков. Один из них — образование микротрещин в стекле при покрытии им трубы. В результате образуются очаги коррозии металла и местного отложения парафина у трещин. В настоящее время отрабатывается техно­логия покрытия, уменьшающая трещинообразование. Второй недостаток — разрушение стекла при деформации труб. Это ^ сказывается при больших глубинах подвески труб и их транс­портировке, когда трубы не предохранены от изгиба.

Покрытие труб эпоксидными смолами также хорошо защи­щает их от отложений парафина. Эпоксидные смолы эластичнее стекла, и при деформации труб смола не растрескивается. Но она имеет свои недостатки. Температура, при которой можно применять смолы, обычно невысокая — не более 60. 80 °С.

В последние годы расширяется применение эмалированных труб. Они обладают наиболее прочным покрытием (значитель­но прочнее стекла), высокой температуростойкостью, морозоу­стойчивостью и гладкой поверхностью, на которой парафин не откладывается. Для защиты НКТ от агрессивных сред трубы покрываются несколькими слоями эмали. Технология нанесе­ния эмали значительно сложнее технологии покрытия стеклом и эпоксидной смолой.

Покрытие труб эмалями, стеклом и эпоксидной смолой рас­сматривается как эффективное средство борьбы с отложением парафина. Конкретный вид покрытия необходимо выбирать в зависимости от условий эксплуатации.

Общий недостаток покрытий в том, что внутренняя поверх­ность муфтового соединения труб остается незащищенной. В этом месте можно устанавливать эластичные проставки, пере­крывающие незащищенное место, или протекторные кольца, потенциал материала которых таков, что кольца корродируют сами, защищая от коррозии близко расположенные участки трубы. Однако применение таких мер создает дополнительные трудности

Источник

Приложение Б (справочное). Технические условия на подготовку скважин для проведения промыслово-геофизических исследований и других работ приборами на кабеле в действующих скважинах

Приложение Б
(справочное)

Технические условия на подготовку скважин для проведения промыслово-геофизических исследований и других работ приборами на кабеле в действующих скважинах

Б.1 Геофизические работы в действующих скважинах проводят с учетом требований «Правил геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах». М., 1999 г., настоящей «Технической инструкции» и действующих нормативных документов по охране труда на эти виды работ.

Б.2 ПГИ (ГИС-контроль) проводят в скважинах в режиме их функционирования при спущенном технологическом оборудовании и в остановленных на ремонт скважинах при наличии в них технологического оборудования или без него. Для исследований применяют скважинные приборы диаметром 28, 36 и 42 мм.

Б.3 Исследования скважин при спущенном технологическом оборудовании проводят при спуске (подъеме) скважинных приборов через НКТ или серповидный зазор, образующийся в межтрубном пространстве при эксцентричной подвеске технологического оборудования.

Б.4 В добывающих скважинах, эксплуатирующихся с применением штанговых глубинных насосов, НКТ должны быть подвешены на эксцентричной планшайбе. Штанговый насос должен быть оборудован хвостовиком в виде диска с эксцентричными отверстиями для прохождения скважинного прибора под корпус насоса. Эксцентричная планшайба и хвостовик должны быть установлены так, чтобы прижатие НКТ к обсадной колонне обеспечивало создание в межтрубном пространстве максимального зазора. Эксцентричная планшайба должна иметь отверстие, предназначенное для спуска в скважину приборов, закрываемое во время работы скважины герметичной пробкой; обвязка устья скважины должна обеспечить «разрядку» межтрубного пространства до атмосферного.

Б.5 Добывающие скважины, эксплуатируемые с применением электроцентробежных насосов, должны быть оборудованы приспособлениями, обеспечивающими беспрепятственное прохождение прибора под насос. Ниже глубины подвески насоса могут применяться приспособления, обеспечивающие прижатие насоса к обсадной колонне.

Б.6 Скважину для проведения геофизических исследований и работ готовит недропользователь. Подготовленность (неподготовленность) скважины подтверждается двусторонним актом, который подписывают начальник партии (отряда) и представитель недропользователя.

Б.7 К скважине должны вести подъездные пути, обеспечивающие беспрепятственное передвижение транспорта. Вокруг скважины должен быть объездной путь.

Б.8 Около скважины на расстоянии 20-30 м от устья должна быть подготовлена площадка размером 10×10 м, удобная для установки на ней каротажной лаборатории и подъемника с шириной прохода между ними не менее 3 м и монтажа устьевого оборудования для спуска приборов в скважину. Посторонние предметы между подъемником и устьем скважины, затрудняющие обзор нижнего и верхнего роликов и пути движения геофизического кабеля, а также свободное передвижение работников партии (отряда), должны быть убраны.

При проведении геофизических исследований и работ в добывающих и нагнетательных скважинах с давлением на буфере запорной арматуры более 7 МПа, при применении приборов массой более 50 кг или при их длине более 4 м, а также при выполнении работ по свабированию на скважине должен быть установлен агрегат с грузоподъемной вышкой или мачтой, для чего оборудуется дополнительная площадка размером 5×10 м.

Б.10 Около устья нагнетательных и контрольных скважин, не оборудованных стационарными площадками, должны быть подготовлены подмостки для установки нижнего и верхнего роликов. Подмостки высота которых более 0,5 м от земли, должны иметь лестницу (сходни с поперечными рейками), а если их высота превышает 1,5 м, они и ведущая к ним лестница должны быть оборудованы перилами.

Б.11 Для подключения геофизического оборудования к силовой электрической цепи должна быть установлена розетка с заземляющим контактом в исполнении, пригодном для наружного подключения, рассчитанном на силу тока 25 А и напряжение 380 В. Розетка устанавливается на расстоянии не более 40 м от площадки установки геофизического оборудования.

Перед проведением геофизических работ электрооборудование буровой установки должно быть проверено на соответствие ПУЭ, ПТЭ и ПТБ.

Б.12 Скважины под давлением должны быть оборудованы фонтанной арматурой и превентором, спрессованы и подключены к сборному коллектору и выкидной линии. Для измерения буферного давления и давления в затрубном пространстве на арматуре устанавливают манометры с трехходовыми кранами. Уплотнительные соединения фонтанной арматуры и задвижек не должны иметь пропусков нефти, газа и воды и монтироваться полным комплектом шпилек. Все задвижки фонтанной арматуры, применяемые при проведении работ, должны быть исправны, свободно открываться и закрываться от руки.

Б.14 В скважинах с открытым устьем ГИС могут проводиться без лубрикатора. Мерный (нижний) ролик крепят к колонному фланцу, пользуясь мостками, а верхний ролик над устьем скважины или пользуются подвесным роликом, который подвешивается к талевому блоку грузоподъемного устройства.

Б.15 До проведения ГИС насосно-компрессорные трубы должны быть прошаблонированы контрольным шаблоном. Диаметр шаблона должен быть на 10 мм больше диаметра применяемого прибора. Длина шаблона должна быть не менее длины геофизического прибора.

Б.16 Низ НКТ должен быть оборудован воронкой, обеспечивающей беспрепятственный вход скважинного прибора в НКТ. При спуске НКТ на забой их низ должен быть оборудован крестовиной.

Б.17 Элементы технологического оборудования должны обеспечивать плавное изменение внутреннего диаметра НКТ.

Б.18 Для проведения работ при отрицательной температуре в водонагнетательных скважинах и в добывающих скважинах с высоким процентным содержанием воды недропользователь обязан организовать постоянный обогрев устьевого оборудования и лубрикатора. При температуре ниже минус 20°С геофизические исследования и работы в водонагнетательных скважинах проводить запрещается.

Б.19 При геофизических исследованиях и работах проведение на скважине других работ, не связанных с ГИС, запрещается. Разрешается совместное проведение работ бригады ремонта скважин и геофизической партии (партий) на одном кусте скважин, если при этом они не создают помехи друг другу.

Откройте актуальную версию документа прямо сейчас или получите полный доступ к системе ГАРАНТ на 3 дня бесплатно!

Если вы являетесь пользователем интернет-версии системы ГАРАНТ, вы можете открыть этот документ прямо сейчас или запросить по Горячей линии в системе.

Источник

Оборудование устья скважин

Оборудование устья скважин всех типов предназначено для герметизации затрубного пространства, отвода продукции скважины, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ. Оно комплектуется в зависимости от способа эксплуатации скважин.

При фонтанном, компрессорном и бескомпрессорном способахдобычи нефти оборудование устья составляется из одинаковых деталей и узлов по подобным схемам.

Фонтанная арматура рассчитана на рабочее давление?, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа, имеет диаметр проходного сечения ствола от 50 до 150мм.

Оборудование устья штанговой насосной скважинывключает (рис. 7.25) колонный фланец 1, планшайбу 2 с подвешенными к ней на-сосно-компрессорными трубами 3. В верхнюю муфту 4 труб ввинчивают тройник 5 для отвода нефти (в горизонтальной плоскости), а также для вывода наружу устьевого штока 7, связывающего через канатную подвеску насосные штанги с головкой балансира станка-качалки. Место выхода устьевого штока из тройника герметизировано с помощью сальника 6, набивку которого уплотняют крышкой 8 и пружиной.

Рис. 7.23. Фонтанная арматура тройннковая:

Рис. 7.24. Схема обвязки крестовой фонтанной арматуры:

Рис. 7.26 Станок-качалка типа СКД:

В планшайбе предусмотрены специальные отверстия для спуска в скважину скважинных приборов, выполнения ремонтных работ и технологических операций.

Жидкость, подаваемая насосом, направляется через боковой отвод тройника 5 в выкидную линию и далее в замерную или газосе-парационную установку.

Станок-качалка— это балансирный индивидуальный механический привод штангового скважинного насоса. Его основными узлами являются (рис. 7.26) рама 13, стойка 3 в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир 2 с поворотной головкой, траверса 15 с шатунами 4, шарнирно подвешенная к балансиру, редуктор 6 с кривошипами 5 и противовесами 14. Для обеспечения возможности изменения числа качаний станки-качалки комплектуются набором сменных шкивов 7,10.

Таблица 7.5 Основные характеристики станков-качалок

Рис. 7.27. Оборудование устья скважины, эксплуатируемой глубинными центробежными или винтовыми насосами:

Оборудование устья скважин, эксплуатируемых глубинными центробежными и винтовыми насосами,идентично. Оно изображено на рис. 7.27. Крестовина 1 навинчивается на ответную муфту колонной головки и имеет боковые задвижки. Насосный агрегат на НКТ подвешивают на специальной разъемной эксцентричной планшайбе 5, имеющей отверстие для кабеля 4. Места ввода кабеля и НКТ уплотняются разъемным корпусом 2 и резиновым уплотнителем 3, который поджимается разъемным фланцем. Межтрубное пространство соединено с выкидной линией 6, на которой установлен обратный клапан 7 для отвода газа при работе скважины. Задвижка 8 позволяет спускать в скважину различные измерительные приборы и механические скребки для очистки подъемных труб от парафина. Для этого на тройнике устанавливают специальный лубрикатор. Задвижка 9, установленная на выкиде устьевой арматуры, служит для регулирования режима работы скважины. Давления на выкиде и в межтрубном пространстве замеряются манометрами 10, 11.

Одновременная раздельная эксплуатация нескольких пластов одной скважиной

Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений показывает, что более половины всех капитальных вложений приходится на бурение скважин. Кроме того, не всегда в пластах содержатся рентабельные для извлечения самостоятельной сеткой скважин запасы нефти и газа. Уменьшить затраты на бурение скважин и сделать рентабельной добычу нефти и газа из пластов с небольшими запасами позволяет одновременная раздельная эксплуатация нескольких пластов одной скважиной (ОРЭ).

Метод ОРЭзаключается в том, что пласты в скважине разобщаются с помощью специальных устройств (пакеров) и для каждого пласта создаются отдельные каналы для выхода продукции на поверхность, снабженные соответствующим оборудованием.

Рис. 7.28. Принципиальные схемы ОРЭ:

— продуктовый пласт;

— цементный камень;

-пакер

Возможности раздельной эксплуатации пластов через одну скважину существенно зависят от диаметра эксплуатационной колонны. Если он мал (меньше 168 мм), то диаметры подъемных труб невелики и их гидравлическое сопротивление является повышенным, что отрицательно сказывается на дебите скважин.

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Источник