Головна
Банківська справа  |  БЖД  |  Біографії  |  Біологія  |  Біохімія  |  Ботаніка та с/г  |  Будівництво  |  Військова кафедра  |  Географія  |  Геологія  |  Екологія  |  Економіка  |  Етика  |  Журналістика  |  Історія техніки  |  Історія  |  Комунікації  |  Кулінарія  |  Культурологія  |  Література  |  Маркетинг  |  Математика  |  Медицина  |  Менеджмент  |  Мистецтво  |  Моделювання  |  Музика  |  Наука і техніка  |  Педагогіка  |  Підприємництво  |  Політекономія  |  Промисловість  |  Психологія, педагогіка  |  Психологія  |  Радіоелектроніка  |  Реклама  |  Релігія  |  Різне  |  Сексологія  |  Соціологія  |  Спорт  |  Технологія  |  Транспорт  |  Фізика  |  Філософія  |  Фінанси  |  Фінансові науки  |  Хімія

Устаткування при газліфтної і фонтанної експлуатації свердловин - Геологія

Федеральне агентство з освіти

ГОУ СПО «Астраханський державний

політехнічний коледж »

Зам.директора по УР

___ Курліной Л.П.

«___» ___ 200 __ р

Гасанов Р.Т.

Устаткування при газліфтної і фонтанної експлуатації свердловин

Дипломний проект

Пояснювальна записка

ДП.0906.032.05.ПЗ

Керівник:

___ Мулєєв Р.Х.

«___» ___ 200 __ р

Виконавець: Нормо-контроль:

Гасанов Р.Т. ___ Букіна Т.В.

«___» ___ 200 __ р «___» ___ 200 __ р

Зміст

Введення

1. Теоретичні основи підйому газорідинної суміші свердловині і основні, принципові схеми безперервного та періодичного газліфта.

2. Технічна частина.

 Обладнання гирла фонтанних свердловин.

 Обсадні труби

 Колонні головки

 Фонтанна арматура

 Устаткування компресорних свердловин

 Запірна арматура.

3. Технологічна частина.

 розрахунок фонтанних підйомників постійного і змінного перерізів, що працюють за рахунок гідростатичного напору та енергії розширення газу.

 Визначення продуктивності і потужності компресора.

4. Правила безпеки при газлівтной і фонтанної експлуатації.

5. Охорона навколишнього середовища.

6. Висновок

Введення

Видобувні свердловини зазвичай кваліфікують за методом видобутку, який використовується для доставки рідин з вибою свердловини в викидний трубопровід. Це може бути або природний потік, або якийсь штучний спосіб підйому. Газові свердловини володіють природною продуктивністю. Деякі нафтові свердловини фонтанують на ранніх стадіях своєї продуктивного життя завдяки притаманною їм внутрішньою енергією, такий метод називається фонтанної здобиччю, але рано чи пізно і їм потрібна додаткова енергія для підтримки продуктивності.

У свердловинах, де тиск в колекторі або тиск розчиненого газу занадто мало, щоб створювати фонтанування, потік рідини може підтримуватися штучним методом - газліфтом. Існує безліч варіацій газліфтної системи, але основний принцип полягає в тому, щоб брати газ із зовнішнього джерела і закачувати його в видобуваються рідини, що проходять по насосно-компресорної колоні. Це знижує вагу стовпа рідини і забезпечує витікання нафти з свердловини.

У ході експлуатації газ під тиском закачується в простір між обсадної і насосно-компресорної колонами і потрапляє в останню через відкритий газліфтний клапан. Рідина в насосно-компресорної колоні вище клапана витісняється і / або стає легше при змішуванні з газом і може підніматися на поверхню разом з розширюється газом. Коли газ і рідина досягають поверхні, газ відділяється від нафти. Тут його знову стискають до високого тиску і ще Раз закачують в простір між обсадної і насосно-компресорної колонами, щоб повторити цикл знову.

Так як газ закачується з більш-менш постійною швидкістю, система класифікується як безперервний газлифт. Проте рано чи пізно тиск в колекторі знизиться до такої міри, що навіть за допомогою допоміжної закачування газу воно не буде підтримувати струм нафти. На даному етапі можна застосувати одну з періодичних систем газліфта. За цим методом рідини дають час для накопичення в насосно-компресорної колоні. Потім у свердловину в заздалегідь певні проміжки часу закачують газ, який порціями витісняє рідину на поверхню.

Газ можна подавати за допомогою компресора. Таку різновид називають компресорним газліфом. Використовуваний в цьому випадку нафтовий газ відокремлюють від нафти, що видобувається, піддають промисловий підготовки та закачують в газліфтної свердловини (замкнутий газліфтний цикл). Природний вуглеводневий газ можна подавати з сусіднього газового родовища, з магістрального газопроводу або Газобензинові заводу.

При бескомпрессорном газліфті природний газ під власним тиском надходить зі свердловини, газових або газоконденсатних родовищ. Там же здійснюється його отчистка і осушення. На нафтовому промислі іноді здійснюється тільки підігрів. Якщо нафтове і газове родовище залягають на одній площі, то при досить високому тиску в газовій поклади, можна організувати внутріскважінного бескомпрессорний газлифт, відмінною особливістю якого є надходження газу з вище або ніжезалегающего газового пласта безпосередньо в нафтовій свердловині.

Область застосування газліфта - високодебітние свердловини з великим забійним тиском, свердловини з високими газовими факторами і забійними тисками нижче тиску насичення, пісочні (що містять в продукції пісок) свердловини, а також свердловини у важко доступних умовах. Це пояснюється високою техніко-економічною ефективністю, відсутністю в свердловині механізмів і деталей, що труться, простотою обслуговування свердловин та регулювання роботи.

Однак система компресорного газліфта має і недоліки:

а) низький коефіцієнт корисної дії всієї газліфтної системи, що включає компресорну станцію, газопроводи і свердловини;

б) великі капітальні витрати на будівництво компресорної станції і газопроводів;

в) великі енергетичні витрати на стиснення газу;

г) порівняно високі експлуатаційні витрати на обслуговуванні компресорної станції.

Якщо на промислі вже организованна газліфтна експлуатація свердловини, а забійні тиску і дебіти зменшилися, то з метою підвищення техніко-економічної ефективності видобутку нафти можна перевести роботу свердловини з безперервного газліфта на періодичний, при якому газ закачується в свердловину періодично.

1. Теоретичні основи підйому газорідинної суміші в свердловині і основні, принципові схеми безперервного та періодичного газліфта

Підйом нафти в стовбурі свердловини може відбуватися або за рахунок пластової енергії Enn, або за рахунок пластової і штучно введеної в свердловину з поверхні енергії E і. У стовбурі свердловини енергія витрачається на подолання сили тяжіння гідростатичного стовпа нафти з урахуванням противодавления на викиді свердловини (на гирлі) і сил опору, пов'язаних з рухом - колійного (гідравлічне тертя), місцевого (розширення, звуження, зміна напрямку потоку) і інерційного (прискорення руху). Ці сили викликають відповідні витрати енергії: Есм; ЄДР; Ем; Еін. Звідси баланс енергії в працюючій свердловині можна записати у вигляді Еnn + Єї = Есм + ЄДР + Ем + Еін. (1)

Якщо свердловина працює за рахунок тільки пластової енергії якою володіє нафтової пласт (поклад), то такий спосіб її експлуатації називають фонтанні, а саме явище - фонтануванням. При фонтанному способі Еn = 0.

Якщо свердловини не можуть фонтанувати, то їх переводять на механізований спосіб експлуатації: газліфтний або насосний, коли Епл? 0 і Єї> 0. У цьому випадку за рахунок пластової енергії нафту піднімається тільки на висоту, меншу глибини свердловини, тобто рівень рідини в свердловині не доходить до гирла свердловини. При газліфтної способі в свердловину вводять енергію стисненого газу Еr, а при насосному - енергію, створювану насосом.

Залежно від співвідношення забійного Р3і гирлового Р2давленій з тиском насичення нафти газом Ріможно виділити три види фонтанування і відповідні їм три типи фонтанних свердловин.

1-й тип - артезіанське фонтанування: Р3> Рі; Р2? Рі, тобто фонтанування відбувається за рахунок гідростатичного напору. В свердловині відбувається перелив рідини, рухається негазована рідина.

Друге тип - газліфтної фонтанування з початком виділення газу в стовбурі свердловини: Р3? Рн; Р2 <Рн. У пласті рухається негазована рідина, а в свердловині газожидкостная суміш (суміш рідини і вільного газу). При тиску у башмака НКТ Р1? Рнв затрубному просторі на гирлі знаходиться газ і Рзатробично невелике (0,1 - 0,5 МПа).

Третє тип - газліфтної фонтанування з початком виділення газу в пласті: Р3 <Рн; Р2 <Рн. У пласті рухається газована рідина, на забій і до башмака НКТ надходить газожидкостная суміш.

Фонтанування свердловини можливо тоді, коли з пласта на вибій надходить енергія не менше, ніж потрібно її для підйому флюїдів на поверхню. Умова артезіанського фонтанування безпосередньо випливає з рівняння балансу тиску.

Р3? НРР + ? РТР + Р2 (2)

Де Н - глибина свердловини по вертикалі;

Р = (Р3 + Р2) / 2- середня щільність рідини в свердловині; Р3; Р2 щільність рідини в умовах забою і устья.Д- прискорення вільного падіння.

Розрахунок параметрів фонтанного підйомника і його коефіцієнти корисної дії

Фонтанування свердловини можливо при певному технологічному режимі, який характеризується величинами дебіту Q, забійного Р3, гирлового Р2і затрубного Рзатрдавленій.

З часом у міру відбору нафти з покладів змінюються умови розробки, а значить і умовах фонтанування: змінюються пластовий Рпл, забойное Р3, дебіту Q, збільшується обводненість n ? і т.д. Тому підйомник слід було б замінити. Однак з одного боку в початковий період є великий надлишок пластової енергії, показником якого є величина гирлового тиску Р2. З іншого боку, заміна підйомника (НКТ) в свердловині є складним, дорогим і у більшості негативно впливає на її продуктивність процесом. Тому підйомник проектують на весь період фонтанування.

Устаткування фонтанних свердловин

Перед освоєнням в фонтанну свердловину спускають насосно-компресорні труби, а на колонну головку встановлюють фонтанну арматуру. Для подальшої експлуатації монтують маніфольд і прокладають викидних лінію. Фонтанні арматури виготовляють (ГОСТ 13846-84) по 8 схемами для різних умов експлуатацій. Їх класифікують за конструктивними і міцності ознаками:

1) робочому тиску (7; 14; 21; 35; 70 і 105 МПа);

2) схемою виконання (вісім схем);

3) числу спускаються в свердловину труб (один і два концентричних ряду труб);

4) конструкції запірних пристроїв (засувки і крани);

5) розмірами прохідного перетину по стовбуру 50-150 мм і бічним відводів (50-100 мм).

Фонтанна арматура включає трубну головку і фонтанну ялинку із запірним і регулюючими пристроями. Трубна головка призначена для підвіски НКТ і герметизації простору між ними і обсадної експлуатаційної колоною.

Фонтанна ялинка призначена для направлення потоку в викидних лінію, а також для регулювання та контролю роботи свердловини. Вона може включати в себе або один або два трійника, або хрестовину (хрестова арматура). Арматуру вибирають по необхідному робочому тиску, схемою (трійникова або хрестова), числу рядів труб, кліматичному і корозійного виконанню. Манифольд призначений для обв'язки фонтанної арматури з викидний лінією, що подає продукцію на групову вимірну установку.

Маніфольди монтують залежно від місцевих умов в технології експлуатації.

До запірних пристроїв арматури відносяться прохідні пробкові крани з ручним керуванням і прямоточні засувки з ручним, пневматичним дистанційним або автоматичним управлінням.

Неполадки при роботі фонтанних свердловин

Неполадки в роботі фонтанних свердловин можуть бути пов'язані з відкладеннями парафіну, солей, накопиченням піску на вибої, води, а також з різного роду витоками нафти, газу, порушенням герметичності затвора або поломками запірних пристроїв.

В процесі експлуатації ведеться ретельне спостереження за роботою, що дозволяє виявити ускладнення, наприклад:

- При зменшенні гирлового тиску Р2і одночасному підвищенні затрубного тиску Рзагр- відкладення парафіну і солей в НКТ;

- При зменшенні тисків Р2і Рзагр- освіту піщаної пробки або накопичення води між забоєм і черевиком НКТ;

- При зменшенні тиску Р2і збільшення дебіту Q - роз'їдання штуцера.

Фонтанну арматуру можна монтувати на гирлі свердловини автомобільними кранами, а також за допомогою талевого механізму, лебідки або підйомника.

Основні, принципові схеми безперервного та періодичного газліфта. Конструктивні схеми ліфтів заміщення. Класифікація та принцип дії газліфтних клапанів. Правила експлуатації обладнання та техніка безпеки

Спосіб призначений для підвищення ефективності експлуатації газліфтних свердловин за рахунок оптимального підбору свердловинного обладнання і вибору характеристик і параметрів газліфтної компонування.

Від якості проектування газліфтних установок (підбору діаметра НКТ, визначення глибини розташування мандрелей і вибору типу, тиску зарядки і діаметра сідла газліфтних клапанів) залежать видобувні, енергетичні (питома витрата газу), надежностние (міжремонтний період свердловини, напрацювання па відмову газліфтного обладнання), сервісні (зручність в експлуатації, автоматичний запуск і перезапуск свердловин), регулювальні (широкий діапазон відборів рідини) і в кінцевому рахунку економічні (собівартість видобутку нафти і прибуток від її реалізації) показники експлуатації газліфтних свердловин.

Розроблена методика є найбільш універсальною за діапазонами дебітів, газосодержания і вязкостей видобутої продукції; перевіреної за численними промисловим та експериментальними даними. Вона адаптивно настроюється залежно від умов експлуатації на конкретну кореляцію (фізико-математичну модель) окремого елемента газліфтної свердловини (Привибійна зона, штуцер, газліфтний клапан, ліфт). Методика відрізняється принципами вибору перехідного тиску і величини скидання тиску газу для закриття верхніх клапанів, урахуванням зміни параметрів свердловини в процесі її запуску і експлуатації.

Методика призначена для визначення оптимальних техніко-технологічних характеристик газліфтної свердловини, таких як: діаметр насосно-компресорних труб (НKT), глибини установки мандрелей, типорозміри газліфтних клапанів (тип клапана, діаметр сідла), установочні тиску клапанів на стенді, технологічних режимів роботи свердловини.

В якості критерію оптимальності використовується комплексний технологічний критерій, що враховує із заданим вагою основні вимоги. Пропоновані до газліфтної установці: максимізувати дебіт свердловини. Забезпечення заданого значення забійного тиску при найбільш повному використанні енергії газу, збільшити ймовірність запуску і автоматичного перезапуску свердловин при робочих витратах газу, підвищити гнучкість регулювання режиму роботи свердловини, підвищити надійність роботи газліфтних клапанів. регулювати пульсації технологічного режиму, зокрема мінімізувати зони нестійкої роботи газліфтної свердловини.

Ще однією перевагою методики є діапазонний введення вихідних даних (мінімум, максимум), що дозволяє навіть в умовах неповної інформації і при зміні параметрів експлуатації забезпечить!) Із заданою надійністю досягнення різних критеріїв оптимізації.

З метою підвищення ефективності процесу запуску свердловин, збільшення точки введення газу, зниження пульсації, попередження прориву газу через башмак, а також для більш точного вибору оптимального технологічного режиму розроблені спосіб проектування та встановлення для експлуатації свердловин. Їх відмітною особливістю є те, що регулюється не тільки витрата інжектіруемого в підйомник газу, але і витрата видобутої продукції, що надходить в підйомник через спеціальний пристрій.

Цей спосіб особливо ефективно використовувати при розробці родовищ з газовою шапкою або подгазовой зоною пласта близько видобувних свердловин, наприклад при експлуатації поклади в режимі розчиненого газу, а також на свердловинах з можливим утворенням водяних конусів.

Таким чином, орієнтація при проведенні інженерних розрахунків на діапазони значень замість конкретних величин вихідних для розрахунку даних дозволяє мінімізувати ризик прийняття помилкових рішень.

Можливість задавати кілька критеріїв оптимальності з різними вагами дозволяє підвищити ефективність роботи газліфтної свердловини.

На малюнку для газліфтної свердловини № 699, експлуатованої з забійними тиском призводить до прориву з пласта вільного газу, показані дві характеристичні криві: перша - з дуже вузьким діапазоном максимального режиму, при використанні традиційної методики проектування газліфтних установок; друга - з пологим ділянкою максимальних дебітів, при використанні запропонованого способу підбору внутріскважінного обладнання.

Даний спосіб дозволяє підвищити ефективність запуску, забезпечити надійний висновок на оптимальний режим і подальше його підтримування при змінних умовах експлуатації, значно знизити пульсації технологічного режиму, збільшити точку введення газу при обмеженому числі мандрелей.

Широке поширення даний спосіб знайшов насамперед на малодебітних газліфтних свердловинах Самотлорского і Ван - Еганского родовищах. Ефект полягає у збільшенні видобутку нафти і в зниженні її собівартості. Промислові випробування показують, що використання методики проектування свердловин і підбору газліфтного обладнання призводить до зменшення питомої витрати газу більш ніж на 4% або збільшенню видобутку нафти не менш ніж на 2%.

Розроблена методика є найбільш універсальною за діапазонами дебітів, газосодержания і вязкостей видобутої продукції; перевіреної за численними промисловим та експериментальними даними. Вона адаптивно настроюється залежно від умов експлуатації на конкретну кореляцію (фізико-математичну модель) окремого елемента газліфтної свердловини (Привибійна зона, штуцер, газліфтний клапан, ліфт).

Від якості проектування газліфтних установок (підбору діаметра НКТ, визначення глибини розташування мандрелей і вибору типу, тиску зарядки і діаметра сідла газліфтних клапанів) залежать видобувні, енергетичні (питома витрата газу), надежностние (міжремонтний період свердловини, напрацювання на відмову газліфтного обладнання), сервісні (зручність в експлуатації, автоматичний запуск і перезапуск свердловин), регулювальні (широкий діапазон відборів рідини) і в кінцевому рахунку економічні (собівартість видобутку нафти і прибуток від її реалізації) показники експлуатації газліфтних свердловин.

Методика призначена для визначення оптимальних техніко-технологічних характеристик газліфтної свердловини, таких як:

- Діаметр насосно-компресорних труб (НКТ);

- Глибини установки мандрелей;

- Типорозміри газліфтних клапанів (тип клапана, діаметр сідла);

- Установочні тиску клапанів на стенді;

- Технологічних режим роботи свердловини

В якості критерію оптимальності використовується комплексний технологічний критерій, що враховує із заданим вагою основні вимоги, пропоновані до газліфтної установці:

- Максимізувати дебіт свердловини;

- Забезпечення заданого значення забійного тиску при найбільш повному використанні енергії газу;

- Збільшити ймовірність запуску і автоматичного перезапуску свердловин при робочих витратах газу;

- Підвищити гнучкість регулювання режиму роботи свердловини;

- Підвищити надійність роботи газліфтних клапанів;

- Регулювати пульсації технологічного режиму, зокрема мінімізувати зони нестійкої роботи газліфтної свердловини.

Промислові випробування показують, що використання методики проектування свердловин і підбору газліфтного обладнання призводить до зменшення питомої витрати газу більш ніж на 4% або збільшенню видобутку нафти не менш ніж на 2%.

2. Технічна частина

2.1. Обладнання гирла фонтанних свердловин

Перед освоєнням і пуском в експлуатацію фонтанної свердловини в неї спускають насосно-компресорні (підйомні) труби, а на колоною голівці встановлюють міцну сталеву фонтанну арматуру.

Фонтанна арматура являє собою з'єднання на фланцях різних трійників, хрестовика і запірних пристроїв (засувки або крани). Між фланцями для ущільнення укладається металеве кільце овального перетину (рис.1), зроблене зі спеціальної маловуглецевої сталі. Кільце вставляється в канавки на фланцях, і фланці стягують болтами.

Фонтанна арматура складається з трубної головки і ялинки. Трубна головка служить для підвіски підйомних труб і для герметизації простору між ними та експлуатаційної колоною.

Фонтанна ялинка призначена для направлення газожидкостной струменя в викидних лінії, а також для регулювання та контролю роботи свердловини.

Найбільш відповідальною частиною арматури є трубна головка, що сприймає Міжтрубний тиск. Цей тиск може бути вельми високим (близьким до забійні) при наявності на вибої свердловини і в межтрублом просторі вільного газу.

Через те, що фонтанні арматури відносяться до одного з найвідповідальніших видів промислового обладнання за умовами експлуатації, їх випробовують на тиск, вдвічі більшу паспортного робочого тиску.

Фонтанні арматури розрізняються між собою за конструктивним і прочностним ознаками:

1) по робочому або пробному тиску;

2) за розмірами прохідного перетину стовбура;

3) по конструкції фонтанної ялинки і числу спускаються в сква Жіну рядів труб;

4) по виду запірних пристроїв.

Відповідно до загальносоюзним стандартом (ГОСТ 13846-68), вітчизняні заводи випускають фонтанні арматури на тиск від 7 до 100 МПа, з діаметром проходу стволової частини ялинки від 50 до 150 мм

Арматури з діаметром dy = 100 і 150 мм передбачені для високодебітних газових свердловин.

Арматури на робочий тиск 100 МПа можуть застосовуватися на надглибоких свердловинах або свердловинах з аномально високим пластовим тиском.

Для фонтанних свердловин переважно застосовуються арматури на робочий тиск від 7 до 35 МПа.

По конструкції фонтанної ялинки фонтанні арматури діляться на крестовіковие і тройникові, а по числу спускаються в свердловину рядів труб - на однорядні і дворядні.

В якості запірних пристроїв в арматурі можуть бути засувки (клинові або прямоточні) або прохідні крани.

На рис. 2 представлена крестовіковая фонтанна арматура для однорядного підйомника. Підйомні труби при цій арматурі підвішують до перекладної втулці 7 шляхом вгвинчування їх безпосередньо в нарізаний нижній кінець котушки 6 або за допомогою перекладне втулки в якості запірних органів тут застосовуються засувки.

При роботі свердловини газожидкостная струмінь з підйомних труб проходить через відкриту центральну стволовую засувку і прямує в один з викиді - правий чи лівий і далі по викидних трубопроводу (на схемі не показаний) в збірну або сепараційні установку.

Засувки 9 на правому відвід хрестовика трубної головки при фонтанування свердловини закриті; вони служать для приєднання водяний або газової лінії до затрубному простору при освоєнні свердловини або при ремонтних роботах на ній.

На фонтанної арматури поміщають два манометра з триходовими кранами або з вентилями. Один манометр установлюють на відводі хрестовика трубної головки для заміру тиску в міжтрубному просторі свердловини. Цей тиск називається затрубного. Інший манометр установлюють на буфері арматури, він призначений для виміру тиску на гирлі свердловини; цей тиск називається буферним або гирловим.

При необхідності спуску в підйомні труби контрольно- вимірювальних приладів (манометрів, Дебітоміри) або депарафінізаційної скребків замість буфера над верхньою стовбурової засувкою поміщають спеціальний лубрикатор. Опис лубрикатора буде дано нижче.

На рис. 3 представлена схема тройніковой арматури для дворядного підйомника з крановими запірними пристроями.

У тройніковой арматурі робочим викиді завжди є верхній. У процесі роботи свердловини кран (засувка) на робочій лінії повинен бути повністю відкритий, а на резервній лінії закритий. Струмінь нафти направляють з одного викиду в інший, відкриваючи кран (засувку) на включаемой лінії і закриваючи одночасно кран на що виключається лінії Крани на стовбурі ялинки під час роботи свердловини повинні бути повністю відкриті. Користування головним краном допускається тільки до виняткових випадках для аварійного закриття свердловини.

З порівняння однотипних крестовіковой і тройніковой арматур видно, що крестовіковая арматура має менші габарити по висоті і тому більш зручна для обслуговування. У тройніковой арматурі викидні лінії спрямовані в одну сторону, це зручно для їх обв'язки. Крім того, як показала практика, при експлуатації фонтанних свердловин, що виділяють велику кількість піску, хрестовик фонтанної ялинки швидше виходить з ладу, ніж трійник. Тому до вибору типу фонтанної арматури в кожному окремому випадку підходять індивідуально з урахуванням всіх особливостей даного родовища.

Найбільш відповідальним елементом у фонтанної арматури є запірні пристрої.

Основна вимога до запірних пристроїв - абсолютна герметичність їх затворів; від їх безперебійної дії залежить надійність роботи всього гирлового встаткування фонтанних свердловин. Засувки для фонтанних арматур випускаються литі і ковано - зварні двох типів: клинові і прямоточні з ущільнювальною мазками. Недолік клинових засувок полягає в тому, що вони швидко втрачають герметизирующую здатність. Це пояснюється тим, що поверхні ущільнювачів затворів (клина і гнізда) при відкритому положенні засувок піддаються впливу робочого середовища. Невеликий початковий пропуск приводить надалі до інтенсивного зносу затвора та інших деталей засувки і потім арматури в цілому. На нових фонтанної арматури високого тиску (pps6 = 12,5 МПа і вище) встановлюють в основному засувки прямоточні з ущільнювальною мастилом і крани прохідні з ущільнювач але й мастилом.

Прямоточна ущільнюється мастилом засувка сконструйована таким чином, що в ній як у відкритому, так і в закритому стані робоче середовище (нафта, газ) не стикається з ущільнювальними поверхнями, завдяки чому знос ущільнюючих поверхонь в ній незначний. Вона має високу стійкість до абразивного дії механічних домішок, що містяться в робочому середовищі. Засувка ця двосторонньої дії, т.е після зносу одного боку затвора при повороті засувки на 180 ° вона працюватиме другою стороною затвора.

Пробкові крани мають ту перевагу перед засувками, що у них менше маса, вони зручні при експлуатації, особливо при автоматизації управління роботою свердловин.

Поверхні ущільнювачів в крані стикаються з робочим середовищем тільки в момент відкриття і закриття, що значно зменшує їх ерозію і корозію. Крім фонтанних арматур, що поставляються у вигляді збірок трубної головки і ялинки, машинобудівні заводи на вимогу замовника можуть поставляти окремі вузли арматури.

При обладнанні невідповідальних фонтанних свердловин (невисокий тиск, відсутність пескопроявлений) часто застосовуються спрощені арматури, зібрані з засувок, старих трійників і хрестовин безпосередньо на нафтовидобувних підприємствах (рис. 59). Установка фонтанної арматури на гирло свердловини є важливим і відповідальним етапом робіт, особливо якщо свердловина пробурена на поклад з Газонапірний режимом і відрізняється високим тиском. Тому збірка фонтанної арматури на гирло свердловини повинна проводитися дуже ретельно, з перевіркою і обпресуванням зібраної арматури на дворазове робочий тиск.

Якщо очікується бурхливий нафтогазопроявами і виникає небезпека розгойдування фонтанної арматури, її зміцнюють анкерними болтами і розтяжками.

Кінцеві засувки фонтанних арматур з'єднуються системою трубопроводів з обладнанням для сепарації та збору нафти. Всі ці трубопроводи, призначені для направлення газонафтового потоку від гирла свердловини, а також для з'єднання затрубного і межтрубного просторів з наземним обладнанням свердловини, називаються обв'язкою свердловини. Залежно від умов експлуатації свердловини і конструкції фонтанної арматури обв'язка виконується за різними схемами, але в будь-якому випадку передбачається безперервна робота свердловини і можливість ремонту однієї з викидних ліній.

У свердловинах з інтенсивним виносом піску, обладнаних трійникова арматурами, робоча обв'язка виконується з товстостінних труб діаметром до 150 мм, а вузли, де відбувається поворот струменя, - з литих трійників, здатних тривалий час працювати без заміни. Обв'язка фонтанних свердловин, обладнаних крестовіковимі арматурами спрощеного типу і видобувних парафінистої нафту, часто виконується за схемою, яка показана на рис. 3. Тут передбачено підключення до обв'язки свердловини парової пересувної установки через засувку 2. Повороти обв'язки робляться плавними, з тим щоб зменшити відкладення парафіну в застійних вонах, а труби використовуються великого діаметра (114 мм), що дозволяє продовжити періоди між операціями але очищенні обв'язки від парафіну.

Засувка затрубного простору фонтанної арматури з'єднується з однією з маніфольдних ліній, що дозволяє при необхідності знижувати тиск в затрубному просторі, спрямовуючи газонафтову суміш безпосередньо в газосепаратор.

2.2. Обсадні туби

Для кріплення стінок нафтових до газових свердловин застосовуються обсадні труби. Кондуктор свердловини, технічна та експлуатаційна колони збираються з суцільнотягнутих безшовних обсадних труб різних діаметрів. Механічні властивості сталей для виготовлення обсадних труб і муфт наведені в таблиці 1.

Таблиця 1 Механічні властивості сталей для обсадних труб і муфт (по ГОСТ 632-57)

 Показники

 Вуглецева сталь марки

 Легована сталь марки

 Нові марки сталей

А

С

Д

Е

 ЕМ

 36Г2С

 СГБЛ

 38ХНМ

 Межа міцності при розтягуванні (в кг / см 2), не менше.

 Межа плинності (в кг / см 2), не менше.

 Відносне подовження ? 10

 (У%), не менше.

 42

 25

 19

 55

 32

 14

 65

 38

 12

 75

 55

 10

 70

 50

 10

 80-85

 47-57 *

 12-18

 90-100

 55-75 *

 10-12

 80-100

 55-80 *

 11-15

Обсадні труби типу ДУК виготовляються діаметром 168 мм із сталі марки Д. В різьбовому з'єднанні такі труби повинні мати підвищену міцність (на 40-50%). Для цього один кінець її висаджується під розтруб і після термообробки нарізається як муфта, а на інший кінець нарізають зовнішню трубну різьбу.

 Таблиця 2

 Основні розміри обсадних труб і їх характеристики міцності

 Зовнішній діаметр (у мм)

 Товщина стінки (у мм)

 Внутрішній діаметр (у мм)

 Страгивает

 навантаження

 (В т)

 Розтягуються навантаження, при якій напруга й тілі труби досягає межі текучості (в / Н)

 Мнеться тиск

 (В кг / см 2)

 Внутрішній тиск, при якому напруга в тілі труби досягає межі текучості

 (В кг / см 2)

 Теоретичний вага 1 пог. м. туби (в кг)

 Зовнішній діаметр муфти (в мм)

 Вага муфти (в кг)

 Вага 1 пог. м колони (в кг)

 Для сталі марок

С

Д

 ЕМ

Е

С

Д

 ЕМ

Е

С

Д

 ЕМ

Е

С

Д

 ЕМ

Е

 З межею плинності (в кГ / мм 2)

 32

 38

 50

 55

 32

 38

 50

 55

 32

 38

 50

 55

 32

 38

 50

 55

 121

7

8

 10

 107

 105

 101

 50

 60

 80

 60

 70

 95

 70

 -

 -

 85

 105

 135

 80

 90

 110

 95

 110

 135

 -

 -

 -

 140

 155

 190

 285

 345

 455

 330

 395

 535

 410

 510

 690

 435

 550

 755

 370

 425

 530

 440

 505

 630

 -

 -

 -

 635

 725

 910

 19,7

 22,3

 27,4

 -

 136

 -

 -

 5,0

 -

 20,2

 22,8

 27,9

 141

7

8

 10

 12

 127

 125

 121

 117

 55

 70

 90

 115

 65

 80

 110

 135

 -

 -

 -

 -

 95

 115

 155

 195

 95

 115

 155

 195

 110

 125

 155

 185

 -

 -

 -

 -

 160

 185

 225

 270

 225

 280

 375

 465

 255

 320

 440

 550

 300

 395

 565

 715

 315

 420

 615

 780

 320

 360

 455

 545

 375

 430

 540

 645

 -

 -

 -

 -

 545

 625

 780

 935

 23,1

 26,2

 32,3

 38,4

 -

 166

 -

 -

 -

 8,7

 -

 -

 24,0

 27,1

 33,2

 39,3

 146

6

7

8

 10

 12

 134

 132

 130

 126

 122

 45

 60

 70

 95

 120

 55

 70

 85

 115

 140

 -

 -

 -

 -

 -

 -

 105

 125

 165

 205

 -

 105

 125

 165

 205

 100

 115

 130

 160

 190

 -

 -

 -

 -

 -

 -

 170

 190

 235

 280

 160

 215

 265

 360

 450

 175

 240

 305

 420

 530

 -

 280

 370

 535

 685

 -

 290

 390

 580

 750

 260

 305

 350

 440

 525

 310

 365

 415

 520

 625

 -

 -

 -

 -

 -

 -

 525

 600

 755

 905

 -

 23,9

 27,2

 33,5

 39,3

 -

 -

 166

 -

 -

 -

 -

 8,7

 -

 -

 -

 24,8

 28,1

 34,4

 40,2

 168

6

7

8

9

 10

 11

 12

 14

 156

 154

 152

 150

 148

 146

 144

 140

 50

 65

 80

 95

 110

 120

 135

 165

 60

 80

 95

 110

 130

 145

 160

 195

 -

 105

 125

 145

 170

 190

 210

 255

 -

 115

 140

 160

 185

 210

 230

 280

 -

 115

 140

 160

 185

 210

 230

 280

 115

 135

 155

 170

 190

 205

 225

 255

 -

 180

 200

 225

 250

 270

 295

 340

 -

 195

 220

 245

 275

 300

 325

 370

 115

 165

 210

 255

 300

 340

 380

 460

 125

 180

 240

 295

 350

 400

 445

 540

 -

 200

 275

 355

 430

 505

 570

 700

 -

 205

 285

 375

 460

 545

 620

 765

 225

 265

 305

 345

 380

 420

 455

 530

 270

 315

 360

 405

 450

 495

 540

 635

 -

 415

 475

 535

 595

 655

 715

 835

 -

 460

 525

 590

 655

 720

 785

 915

 -

 27,8

 31,6

 35,3

 39,0

 42,6

 46,2

 53,2

 -

 -

 -

 188

 -

 -

 -

 -

 -

 -

 -

 9,3

 -

 -

 -

 -

 -

 28,7

 32,5

 36,2

 39,9

 43,5

 47,1

 54,1

 194

8

 10

 12

 14

 178

 174

 170

 166

 90

 125

 155

 185

 110

 145

 185

 220

 -

 -

 -

 -

 160

 215

 270

 320

 160

 215

 270

 320

 180

 220

 260

 300

 -

 -

 -

 -

 260

 315

 375

 435

 160

 240

 315

 385

 175

 275

 365

 450

 195

 330

 460

 580

 200

 345

 495

 630

 265

 330

 395

 460

 315

 390

 470

 545

 -

 -

 -

 -

 455

 565

 580

 790

 36,7

 45,4

 53,9

 62,2

 -

 216

 -

 -

 -

 12,5

 -

 -

 37,9

 46,6

 55,1

 63,4

У равнопрочних трубах підвищеної міцності приварені кінці з різьбленням виготовляються з легованої або вуглецевої сталі і термічно обробляються до приварки.

Різьба труб діаметром до 245 мм має 8 ниток на 25,4 мм а труб діаметром від 273 мм до 425,5 мм-6 ниток на 25,4 мм.

В залежності від діаметру обсадні труби виготовляються такої довжини:

Діаметр (в мм) Довжина (в м)

до 219 мм 9-13

до 349 мм 7-15

до 425,5 мм 6-13

Основні розміри обсадних труб і їх характеристики міцності наведено в табл. 2.

2.3 Колонні головки

Для герметизації міжтрубному простору, а також обв'язки верхній частині спущених в свердловину труб, встановлюють колонні головки.

Колонна головка складається з фланців, патрубків і п'єдесталів, з'єднаних між собою в певній послідовності. Надійне і ретельне їх з'єднання, що виключає пропускання газу і рідини, гарантує безаварійну роботу свердловини буріння та експлуатації.

Верхній гирлової фланець головки служить основою, на якій монтують арматуру свердловини. Колонні головки розраховують на пробне тиск 75, 150, 250, 400 і 600 кг / см2і збирають для свердловин різних конструкцій.

Таблиця 3.

Основні технічні дані клиновий колоною головки

 Шифр

 Робочий тиск (в кг / см 2)

 Пробний тиск (в кг / см 2)

 Діаметр експлуатаційної колони

 (В дюймах)

 Діаметр технічної колони

 (В дюймах)

 Вага (у кг)

 Габаритні розміри

 (В мм)

 Колоною головки

 Загальний з деталями

 діаметр

 висота

 ГКК 125-

 ГКК 125-

 ГКК 300-

 ГКК 300-

 ГКК 600-

 ГКК 600-

 125

 125

 300

 300

 300

 300

 250

 250

 600

 600

 600

 600

 146

 146

 146

 146

 167,6

 167,6

 219

 244

 273

 298

 324

 219

 244

 273

 298

 324

 273

 298

 483

 483

 865

 865

 1716

 1683

 674

 744

 1056

 1127

 ---

 ---

 540

 540

 630

 630

 ---

 ---

 785

 785

 825

 825

 ---

 ---

Зібрана колонна головка піддається опрессовке на подвійне робочий тиск. Для опресовки в бічний отвір котушки вгвинчують пристосування, що складається з хрестовика з манометром, крана високого тиску і зворотного клапана. Обпресовують головку ручним насосом, накачуючи в неї воду через зворотний клапан. Колонна головка вважається прийнятою, якщо протягом 10 хв не падає тиск і не потіє зварений шов. Після опресовування вода спускається, а отвір закривається пробкою.

Після закінчення монтажу клиновий колоною головки шахту заливають цементним розчином до фланця її корпусу.

У дуже глибоких свердловинах технічну колону підвішують на клинах. Для цього на різьблення кондуктора нагвинчують лафетних кільце і за допомогою шести клинів на ньому підвішують технічну колону. Кільцевий простір між кондуктором і технічною колоною заливається цементним розчином через труби O 1 ". Пропущені через просвіт 50 мм між клинами лафетного коьца. Описана колонна головка розрахована на пробне тиск 600 кг / см2.

П'єдестал має розміри, що залежать від діаметрів підвішуваних колон труб. П'єдестали виготовляються литими зі сталі марки 40Г2 -Л. Флінци виготовляються зі сталі марки 35ХА.

2.4. Фонтанна арматура

Призначається для герметизації фонтанних свердловин, контролю і регулювання режиму експлуатації.

Фонтанна арматура складається з трубної головки і фонтанної ялинки; її класифікують за:

а) діаметру прохідного перетину: 2, 2и 4 ";

б) робочому тиску: 40, 75, 125, 200, 300 і 500 кг / см2і відповідно пробному-75, 150, 250. 400, 600 і 1000 кг / см2;

в) виду підвіски труб - однорядна і дворядна;

г) конструкції-трійникова і хрестова;

д) типу з'єднання деталей-фланцева і різьбова (останній тип знятий з виробництва).

Схеми збірок фонтанної арматури на робочий тиск 75, 150 і 250 кг / см2одінаковие.

Тип і конструкція фонтанної арматури вибирається залежно від максимального тиску, передбачуваного на гирлі свердловини, та умов експлуатації. Вважають, що тиск виділяються з пласта газів в затрубному просторі, незначно відрізняється від пластового. Тому для знову розкриваються пластів його орієнтовно приймають рівним тиску стовпа води заввишки, відповідній глибині свердловини, і розраховують за формулою:

(3)

де Н-глибина свердловини, м;

Р- пластовий тиск, кг / см2.

Фонтанні свердловини обладнуються арматурою, виготовленої згідно відомчої нормалі Н 697-53. Фланцева фонтанна арматура (типова) на пробний тиск 250 кг / см2імеет два основних вузла: трубну головку, що складається з хрестовика, трійника, переводника (котушки), засувок, і фонтанну ялинку, що включає два трійника, три стовбурових і три бокових засувки, буфер і штуцерний патрубок.

Основні деталі фонтанної арматури виготовляються зі сталі; 35 ХМА.

Хрестовик з прохідним отвором O 152 мм і відводами O 65 мм приєднується до колоною голівці. На відводах встановлюються по дві засувки діаметром 2 ". У разі необхідності періодичного випуску газу з затрубного простору на одному з бічних відводів ставлять ще одну засувку і шайбу з отвором O 1-2 мм або ж через цей відвід при потребі накачують газ або рідина. На буфері відведення ставлять робочий манометр для контролю тиску газу в міжтрубному просторі.

Трійник з прохідним отвором O 132 мм і бічним відведенням O 65 мм встановлюють на хрестовик. Він служить для підвішування першого ряду насосно-компресорних труб за допомогою втулки, угвинчується в трійник, і подачі рідини для порушення свердловини.

Переводник (котушка) з'єднує хрестовик або трійник з центральною засувкою. Усередині переводника є різьблення для підвішування другого ряду колони ліфтових труб за допомогою втулки або патрубка.

Таблиця 4

Технічна характеристика фонтанної арматури

 Шифр

 Робоче

 тиск

 (В кг / см 2)

 Пробний тиск

 (В кг / см 2)

 Фонтанна ялинка

 Трубна головка

 Тип

 Діаметр

 (В дюймах)

 Тип

 Ширина

 (В мм)

 Висота

 (В мм)

 Вага

 (В кг)

 1 АФК

 1 АФК 4

 2 АФК

 2 АФК 4

 1 АФТ

 1 АФТ 4

 2 АФТ

 2 АФТ 4

 2 АФТ

 АФ 60

 2 АФК 60

 40; 75; 125

 40; 75; 125

 40; 75; 125

 40; 75; 125

 40; 75; 125

 40; 75; 125

 40; 75; 125

 40; 75; 125

 200

 300

 500

 75; 150; 250

 75; 150; 250

 75; 150; 250

 75; 150; 250

 75; 150; 250

 75; 150; 250

 75; 150; 250

 75; 150; 250

 400

 600

 1000

 Хрестова

 Те ж

 * *

 * *

 Трійникова

 Те ж

 * *

 * *

 * *

 * *

 Хрестова

4

4

4

4

 60 *

 60 *

 Однорядна

 //

 Дворядна

 //

 Однорядна

 //

 Дворядна

 //

 //

 //

 //

 3100

 3500

 3100

 3500

 2415

 2700

 2415

 2700

 3130

 3425

 6470

 2380

 2630

 2880

 3130

 3160

 3470

 3660

 4030

 3746

 3900

 3030

 ---

 -

 -

 -

 1976

 -

 2358

 -

 3172

 4030

 -

Центральна (стовбурова) фонтанна засувка служить для перекриття струменя фонтануючої свердловини в аварійних випадках. У період фонтанування свердловини засувка встановлюється на Перевідники у відкритому положенні.

Противикидного фонтанна засувка застосовується при розтині продуктивного пласта, перфорації експлуатаційної колони і для герметизації гирла свердловини у разі фонтанування. Противикидного засувки виготовляються на пробне тиск 250, 400 і 600 кг / см2і встановлюються на стежці фонтанної арматури. Приєднувальні розміри верхнього фланця засувки повинні відповідати розмірам фланців фонтанної арматури.

Фонтанна ялинка збирається за типовою схемою. На викиді ялинки за засувками встановлюють сталеву котушку. Корпус штуцера вставляється в викидний патрубок, а фланець його затискається між фланцем котушки високого тиску і фланцем викидного патрубка низького тиску. Всередину корпусу штуцера вставляється змінна сталева Штуцерна втулка, діаметр якої приймається відповідно до встановленого технологічного режиму експлуатації свердловини.

Щоб збільшити зносостійкість штуцерів, їх виготовляють багатоступінчатими.

Регулюючий штуцер з голчастим клапаном і втулкою застосовується на фонтанних свердловинах, що викидають невелика кількість піску. Штуцер типу ШРУ - 300 Х 2на робочий тиск 300 кг / см2устанавлівается на повороті викидний лінії. Габаритні розміри штуцера - 810 х 335 х 250 мм.

1. Фонтанна фланцева арматура на пробне тиск 400 кг / см2отлічается від фонтанної арматури на пробне тиск 250 кг / см2толщіной фланців і шпильок, виготовлених зі сталі марки 40 ХН. Приєднувальні розміри фланцевих з'єднань в обох типів арматури однакові, крім розмірів нижнього фланця хрестовика. Основні деталі фонтанної арматури виготовляються з литої хромової сталі марки 50Х, а деякі - зі сталі марки Ст. 3. Фонтанна арматура повинна бути зносостійкого до впливу піском, що виносяться струменем нафти, газу та води з великою швидкістю (особливо сильно стираються в місцях зміни напрямку струменя - трійники ялинки, буфера, запірні поверхні корпусу і клина засувок).

2. У зібраної ялинці викидних лінії повинні бути в одній площині. Відхилення допускаються на кут не більше 3 °.

3. Клин не повинен виступати в прохідний отвір корпусу при відкритій засувці.

4. Стовбур ялинки не повинен мати перекосів і прохідні отвори повинні бути гладкими.

5. При складанні деталей фонтанної арматури різьбові з'єднання повинні бути покриті графітним мастилом.

6. До кришки корпуса засувки повинен бути вертикально і наглухо прикріплений покажчик ступеня відкриття засувки. На планці має бути вибито число обертів, необхідне для повного відкриття або закриття засувки.

7. Засувки повинні витримувати пробний тиск 250 кг / см2.

8. Перед монтажем арматури на свердловині всі фланці по зовнішньому діаметру повинні бути очищені.

9. Основні литі деталі (корпусу і кришки засувок, трійники і Др.), А також шпильки рекомендується виготовляти зі сталі 35 ХМА.

10. Раковини, ризики подряпини на шаброванной і шліфованих ущільнюючих поверхнях гнізд корпусу і клина засувки не допускаються.

11. Засувки до надходження в збірку повинні піддаватися опрессовке водою на відповідне пробне тиск протягом 15 хв., За цей час тиск не повинен падати, а на засувці не повинна показуватися текти.

12. Правильність складання стовбура ялинки діаметром 2 "перевіряється шаблоном довжиною 2 м і діаметром 65 мм.

13. Після зовнішнього огляду фонтанна арматура в зібраному вигляді повинна піддаватися опрессовке водою при відкритих засувках на пробне тиск протягом 45 хв.

14. Відкривати і закривати засувки потрібно важелем довжиною не більше 500 мм.

15. У комплект поставки входять:

а) фонтанна арматура в зібраному вигляді;

б) повний запасний комплект шпильок (з гайками), що входять в збірку арматури;

в) два комплекти спеціальних гайкових ключів;

г) два комплекти штуцерних втулок діаметром 10, 12 і 15 мм

д) два комплекти прокладок всіх розмірів.

Фонтанна арматура хрестового типу складається з трубної головки і ялинки хрестового типу. Особливістю цієї арматури є те, що два трійника O 2 "замінено хрестовика, а штуцерний патрубок-трійником 2. Інші деталі і схема обв'язки їх такі ж, як і у арматури трійникового типу.

Фонтанна арматура хрестового типу легше за вагою, менше за розмірами і зручніше при монтажі, ніж трійникова. Вона встановлюється на нафтових свердловинах, що дають нафту з незначною кількістю піску.

2.5 Обладнання компресорних свердловин

Компресорні свердловини високого тиску по режиму, роботи, обладнанню та правилам монтажу аналогічні фонтанні.

Схеми обв'язок компресорних свердловин допускають застосування однорядного і дворядного підйомників.

Арматуру для компресорних свердловин (трійники, буфера, засувки і патрубки) можна зварювати з бурильних труб. Така арматура легка і зручна при монтажі та в експлуатації.

Манифольд складається з патрубків, трійників, хрестовика і засувок.

Допоміжний маніфольд обв'язує викидних лінію, лінію, подводящую в свердловину стислу рідина, і викиді з затрубного простору. Така обв'язка свердловини дає можливість виробляти такі технологічні операції: зміну напрямку подачі повітря, одночасну подачу нафти і повітря в свердловину в тому чи іншому напрямку, подачу нафти в одному напрямку, а повітря-в іншому і т. Д.

3.6 Запірна арматура

Вентилі високого тиску призначаються для запірних (В3 1-1-40, ВПП- 2- 100) і регулювальних (ВР-1-40) операцій у різних обв'язуваннях і на магістралях високого тиску для води і нафти (без домішок піску) з нормальною температурою , а також для повітря й газу (сепарованого). Вентилі виготовляються на умовний тиск 40 і 100 кг / см2.

Засувки зварні типу ЗС 2-3 і ЗС 2-4 призначаються для перекриття трубопроводів для холодної нафти, води і глинистих розчинів. Клин засувки виготовляється зі сталі 40Х. Розміри і технічні дані засувок наведено в табл.

Засувки чавунні типу «Москва», засувки Лудлов і нормальні (клінкетні) застосовуються для перекриття водо - нафто- і газопроводів, що мають тиск проведеної середовища до 16 кг / см2.

Засувки для нафти, маслянистих рідин, води і пари виготовляються з чавуну з кільцями ущільнювачів з бронзи або спеціальної сталі.

У засувок «Москва» распор плашок проводиться взаємним зміщенням двох пальців. Для прокладок використовується картон, а в сальниках - пенька.

Засувки «Москва» діаметром більше 500 мм (30-4-12) виготовляються з відвідної задвіжечкой і конічної зубчастої передачею. Величини тиску для засувок «Москва» наведено в табл. 18.

Нормальні засувки (клінкетні) призначаються для більш високих робочих тисків і відрізняються від засувок Лудлов наявністю цельнокование сталевого клина (клінкети).

Шпиндель, з'єднаний з клінкети бронзової гайкою, обертається, а гайка з клінкети рухаються поступально. Конструкція шпинделя, кліпу і гайки клина така ж, як і у зварних засувок ЗС 2-4.

Засувки клінкетні фланцеві 30-4-22 застосовуються для нафти, газу, маслянистих рідин, пари і води. Прокладки в них картонні, набивка сальників в засувках для води і нафти - прядивна, для пара - азбестова.

Засувки газопровідні 30-4-50 низького тиску малогабаритні з ручним приводом типу ГМК виготовляються розмірами 200-1500 мм. Вони розраховуються на тиску Ру = 0,4 кг / см2і / Рпр = 1,5 кг / см2. Прокладки і сальникові набивання - азбестові.

Запірна арматура з механізованим приводом призначається для механізації, автоматизації та дистанційного керування окремими виробничими процесами на установках з видобутку, переробки, транспортування та зберігання нафти. Ця арматура допускає і ручне аварійне управління.

В умовному позначенні коркового крана вказується:

КППС -кран корковий прохідний з мастилом; перше число-умовний прохід в мм; друге число-робочий тиск; ХЛ-кліматичне виконання для холодної зони. Наприклад, кран корковий прохідний, з мастилом, з умовним проходом 65 мм, розрахований на робочий тиск 14 МПа, для холодного макрокліматичних району позначається КППС - 65 Х 140ХЛ.

Крани пробкові, розраховані на тиск 14 МПа, складаються з корпусу, канали якого перекриваються конусної пробкою при її повороті рукояткою на 90 °. Зазор між пробкою і корпусом регулюється гвинтом. Кран працює тільки з мастилом. Мастило герметизирует затвор крана і різьбу шпинделя, полегшує поворот пробки і запобігає корозії деталей. Мастило подається через канал в шпинделі за допомогою натискного болта через зворотний клапан в порожнину корпусу.

Кран оснащений спеціальним пристроєм для віджимання пробки при її заклинювання в корпусі.

3. Технологічна частина

3.1 Розрахунок фонтанних підйомників постійного і змінного перерізів, що працюють за рахунок гідростатичного напору та енергії розширення газу

Визначення втрат напору в ліфті тиску на вибої і к. П. Д. Підйомника при Р2> Рн

Свердловина, глибиною Н = 1500 м, фонтанує за рахунок гідростатичного напору нафтою (без виділення вільного газу (у підйомних трубах) з дебітом 300 т / добу. Кінематична в'язкість нафти (при середній температурі в стовбурі свердловини t = 30 ° С) v = 0 , 18 cм2 / ceк; відносний питома вага нафти Yн = 0,871; коефіцієнт продуктивності свердловини К = 12 т / добу ат; тиск на гирлі при фонтанування через 2,5 "труби (спущені до забою) Р2 = 8 ата. Потрібно визначити забойное і пластовий тиску, втрати напору і к. п. д. при фонтанування по 2,5 "трубах і 6" колоні.

Фонтанування по 2,5 "трубам

Визначаємо середню швидкість руху нафти по трубах 2,5 ":

(4)

Параметр Рейнольдса

(5)

Коефіцієнт гідравлічних опорів при турбулентному потоці

(6)

При Q = 300 т / добу забійні тиск буде

(7)

Третє складова дає втрати на гідравлічні опори при русі нафти в 2,5 "колоні. Четверте доданок відображає тиск, расходуемое на прирощення швидкості; воно виражається незначною величиною, і звичайно їм нехтують.

К. п. Д.1двіженія нафти по 2,5 "колоні

(8)

Перепад тиску з пласта до вибою

(9)

Пластовий тиск

(10)

Загальний к. П. Д. Фонтанування (при русі нафти з пласта на поверхню), т. Е. З урахуванням втрат енергії в пласті:

(11)

Фонтанування по 6 "колоні

Якщо при тому ж дебіте і забійній тиску фонтанування буде відбуватися по 6 "обсадної колоні, то швидкість нафти знизиться, відповідно зменшаться гідравлічні опору, а буферне тиск зросте. Швидкість руху нафти

(12)

Параметр Рейнольдса

Коефіцієнт гідравлічних опорів при ламінарному потоці

(13)

Знайдемо буферне тиск з рівняння для забійного тиску

(14)

звідки P2 = 14,67 am.

К. п. Д. Руху нафти але 6 "обсадної колоні (без урахування втрат енергії в штуцері)

(15)

З прикладу видно, що якщо свердловина не ускладнена піском і не потрібно проводити закачування або циркуляцію рідини та ін., Що буває рідко, то при Р3> Pнасвигодно не зводити підйомні труби, а фонтанування вести по обсадної колоні.

3.2 Визначення продуктивності та потужності компресора

Визначити продуктивність і ефективну потужність вертикального трехступенчатого компресора 2СГ-50, заводу «Борець» та потужність електродвигуна для приводу компресора.

Діаметр циліндра низького тиску подвійної дії (I ступінь) D = 370 мм; діаметр циліндрів високого тиску з диференціальним поршнем D '= 230/190 мм (II і III ступені); довжина ходу поршня S = 250 мм; число ходів в хвилину n = 365; робочий агент - повітря; показник політропи т = 1,32; число ступенів z = 3.

Тиск на прийомі циліндра низького тиску Р1 = ата; кінцевий тиск на викиді циліндра високого тиску Р2 = 51 ата; індикаторний к.п.д; механічний к.п.дкоеффіціент подачі.

Привід від електродвигуна здійснюється через клиноременную передачу.

1. Продуктивність компресора, віднесена до умов всмоктування на прийомі (у м3 / хв):

(16)

де коефіцієнт 2 враховує процес подвійної дії в циліндрі низького тиску.

Величина коефіцієнта подачіколеблется в пределахв залежно від ступеня стиснення робочого агента, зношеності циліндра і якості охолодження. У расчетепрінят рівним 0,65.

Підставляючи значення D, n, S і, отримаємо

.

2. Ефективна потужність компресора визначається за формулою:

3. Потужність електродвигуна підрахуємо за формулою

(17)

де k3- коефіцієнт запасу потужності () на випадок падіння напруги в мережі, а також перевантаження через відхилення від нормальної роботи компресора; - к.п.д для клинопасової передачі приймається 0,98.

Виходячи з потрібної потужності для даного компресора, може бути прийнятий електродвигун з короткозамкненим ротором Дамс потужністю 200 квт, 6 кв, 740 об / хв.

4. Правила безпеки при газліфтної і фонтанної експлуатації

1. Конструкція колоною головки, фонтанної арматури, схеми їх обв'язки повинна забезпечувати оптимальні режими роботи свердловини, герметизацію трубного, затрубного і міжтрубному простору, можливість технологічних операцій на свердловині, глибинних досліджень, відбору проб і контролю гирлового тиску і температури.

2. Робочий тиск фонтанної арматури повинен бути не менше тиску опресування експлуатаційної колони.

3. Опресовування фонтанної арматури в зібраному вигляді до установки на гирлі слід проводити на пробний тиск, передбачений паспортом, а після установки на гирлі свердловини - на тиск опресування експлуатаційної колони.

Результати опрессовок оформляються актами.

4. У разі виконання робіт (гідророзрив пласта, кислотні обробки, різні заливки і т. Д.), Що вимагають тисків, що перевищують допустимі, необхідно встановлювати на гирлі спеціальну арматуру, а експлуатаційну колону захищати установкою пакера.

5. Фонтанна арматура повинна оснащуватися заводом-виробником дроселями з ручним, а на вимогу замовника - з дистанційним і (або) ручним керуванням і забезпечувати можливість заміни манометрів з використанням триходового крана без зниження тиску до атмосферного.

6. При експлуатації свердловини з температурою на гирлі 200 ° С повинна застосовуватися відповідна фонтанна арматура, конструкція і термостійкість якої забезпечують безпеку технологічного процесу та обслуговуючого персоналу.

7. Фонтанні свердловини з дебітом 400 т / добу нафти або 500 000 м / добу газу і більше, розташовані на відстані менше 500 м від населеного пункту, оснащуються внутріскважінного обладнання (пакер і клапан - відсікач, циркуляційний клапан, станція управління та ін.) .

Газоконденсатні і газові свердловини повинні обладнуватися автоматичним клапаном - відсікачем, що встановлюються на викидний лінії.

8. У процесі експлуатації свердловини клапан - відсікач повинен періодично перевірятися на спрацювання відповідно до інструкції заводу-виробника. Установка клапана - отсекателя і перевірка його на спрацьовування повинні оформлятися актом.

9. На викидних лініях і маніфольдах свердловин, що працюють з температурою робочого тіла 80 ° С і більше, необхідно встановлювати температурні компенсатори.

10. Пристрій шахтних колодязів на гирлі свердловини не допускається.

11. Усунення несправностей, заміна швидкозношуваних і змінних деталей фонтанної арматури під тиском забороняються. В окремих випадках (аварійні ситуації і т. П.) Ці роботи можуть проводитися спеціально навченим персоналом з використанням спеціальних технічних засобів.

12. Після монтажу маніфольда і з'єднання його з відводами фонтанної арматури і трубної головки проводиться гідровипробування системи на робочий тиск.

13. Станцію управління фонтанної арматури газліфтної свердловини слід встановлювати на відстані 30-35 м від гирла в спеціальному приміщенні, надійно зміцнювати і заземлювати. Температура в приміщенні повинна забезпечувати безвідмовну роботу станції.

14. Повітропроводи і кабелі, що з'єднують станцію управління з фонтанної арматурою, повинні бути прокладені на естакадах.

15. Переклад свердловини на газліфтних експлуатацію повинен здійснюватися у відповідності з проектом і планом, затвердженим технічним керівником підприємства.

16. Перед переведенням свердловини на газліфтних експлуатацію експлуатаційна колона, гирлове обладнання і насосно-компресорні труби повинні бути спресовані на максимальне (пусковий) тиск.

17. Для обв'язки свердловини і апаратури, а також для газопроводів при фонтанної і газліфтної експлуатації повинні використовуватися безшовні сталеві труби, з'єднані зварюванням. Фланцеві з'єднання допускаються тільки в місцях встановлення засувок та іншої арматури.

18. Газорозподільні трубопроводи після монтажу повинні бути продуті стисненим повітрям, спресовані рідиною на тиск, що перевищує на 25% максимальний робочий.

Газорозподільні батареї повинні мати системи індивідуального автоматичного виміру витрати газу з виводом системи управління на диспетчерський пункт, свічки для продувки і пристрої для подачі інгібітору.

Устя газліфтної свердловини повинно бути обладнане фонтанної арматурою з маніфольда, які мають продувальні лінії з виведенням на свічку, віддалену не менше ніж на 20 м. На маніфольді встановлюється зворотний клапан.

19. Підготовка робочого агента (газу) при газліфтної експлуатації повинна передбачати його осушку від водяної пари до точки роси мінус 10 ° С для південних районів і мінус 20 ° С для середніх і північних широт.

20. При ліквідації гідратних пробок тиск у газопроводі слід знизити до атмосферного, а підігрів цих ділянок здійснювати парою. При збереженні пропускної здатності допускається попередня подача інгібітора без зупинки газопроводу.

21. У процесі роботи компресорної станції газліфтної системи необхідно проводити:

- Щозмінний огляд всіх внутрішньомайданчикових технологічних трубопроводів, сепараторів, ємностей, запірно - регулюючої арматури із записом результатів у вахтовому журналі;

- Контроль працездатності систем пожежогасіння, осушення газу, освітлення, вентиляції та аварійної сигналізації, блискавкозахисту, захисту від статичної електрики, зв'язку та телемеханізації за затвердженим графіком.

5. Охорона навколишнього середовища

Боротьба із забрудненням морів і озер нафтою, нафтопродуктами, а також пластовими водами, нерідко містять сірководень, поверхнево-активні речовини, є невід'ємною частиною проблеми охорони навколишнього середовища.

Нафта і нафтопродукти, потрапляючи на поверхню води, покриваютбольшіе простору тонкою плівкою, яка суттєво погіршує кисневий обмін водного середовища з повітряним басейном, це, в свою чергу, веде до угнетанію життєдіяльності біологічних об'єктів водного середовища.

При концентрації нафтових забруднень вище 800 мг / м3проісходіт придушення життєдіяльності фітопланктону, який є основою відтворення кисню у воді. Деякі риби можуть пристосовуватися до середовищі, що містить нафту. Потрапила в їх організм нафту змінює склад крові і вуглеводневий обмін, в результаті чого м'ясо риб набуває специфічний запах і присмак.

Ще більш небезпечні забруднювачі вод-поверхнево-активні речовини, використовувані при бурінні свердловин, і видобутку нафти. Потрапляючи у воду ПАР вспенівают поверхню, ніж зменшується біохімічний обмін в середовищі. Крімтого, ПАР безпосередньо впливаючи на рослини і риб, викликає їх загибель. Для попередження забруднення водойм нафтою, супутніми водами, а також технологічними рідинами необхідно забезпечити повну герметизацію нефтегазосбора від свердловини до нафтозбиральних пункту. При проведенні ремонтних робіт закачування рідин в свердловини (при глушіння свердловини, промивці піщаної пробки) повинна здійснюватися за схемою кругової замкнутої циркуляції без скидання відходять вод в море.

У процесі освоєння і розробки морських нафтових і газових родовищ в акваторії Каспійського моря відпрацьований комплекс заходів, що забезпечують охорону навколишнього середовища, основні з яких зводяться до наступного.

До початку освоєння свердловин, пробурених зі стаціонарних платформ або пріестакадних майданчиків, до майданчиків підводяться продуктопроводи, з'єднані з нафтозбиральних пунктами.

Відпрацьований буровий розчин з освоюваної свердловини збирається в ємності і використовується для буріння подальших свердловин куща. Забруднена нафтою, кислотою або ПАР вода відкачується по трубопроводах в нафтозбірні пункти.

Систематично контролюється стан герметичності колонних головок фонтанної арматури, фланцевих та різьбових з'єднань обв'язки арматури і трубопроводів. При виявленні несправностей пошкодження повинні швидко усувається. Гирлі свердловини обладнується піддоном для збору розливаються рідин.

При розведенні фланцевих з'єднань з розливом нафти необхідно використовувати ручні піддони, а зібрану рідину зливати в резервуар для збору стічних вод, які в міру наповнення резервуара відкачуються в нафтозбірних пункт. При очищенні НКТ від парафіну, асфальтосмолисті відкладень і солей відходи збирають у контейнери, а потім вивозять на берег для поховання. Якщо на пріестакадной майданчику або індивідуальної платформі маються посудини, що працюють під тиском, то відводи від запобіжних клапанів повинні виводиться на факел і в ємність для збору стічних вод. Переливні відводи резервуарів для збору нафти також з'єднуються з ємністю для збору стічних вод.

Питання навколишнього середовища мають не меншу, ніж для морів, актуальність стосовно до болотистим територіям особливо тундрової зони, наприклад Західний Сибір, Комі АРСР, Архангельська область та ін. Біологічний покрив і повітряне середовище цих районів особливо чутливі до зовнішнього впливу і забруднення нафтою, нафтопродуктами і іншими хімічними препаратами. Слабка активність біологічних об'єктів не сприяє швидкому відновленню екологічної рівноваги.

Крім захисту навколишнього середовища в цих умовах від забруднень нафтою, стічними водами і хімреагентами вельми актуальна захист від теплового забруднення і порушень зовнішнього тундрового покриву транспортною технікою.

Теплове забруднення, обумовлене збором теплих вод або транспортом нафти і газу по трубопроводах, може призводити до растаіванію вічній грунтів з руйнуванням верхнього рослинного покриву і утворенням боліт або ярів. Недотримання заходів з охорони навколишнього середовища може створити додаткові труднощі в освоєнні цих і без того вельми складних для розробки родовищ нафти і газу регіонів.

Висновок

Нафтова промисловість забезпечує пошук і розвідку нафтових родовищ, буріння та освоєння нафтових свердловин, видобуток нафти і конденсату, збір, підготовку і транспортування нафти і газу, облаштування промислів і переробку нафтового газу. У нафтовій промисловості на всіх стадіях діяльності, у тому числі при бурінні і безпосередньої видобутку нафти, застосовуються всілякі машини та обладнання, що забезпечують нормальне проведення робочого процесу. Отже, кількість і якість видобутої нафти і газоконденсату в значній мірі залежать від якісних показників застосовуваних машин і устаткування, їх технічного рівня. З цією метою науковими і виробничими організаціями та підприємствами нафтової промисловості проводяться оцінка відповідності технічного рівня поставляються машин і устаткування кращим зразкам аналогічних вітчизняних і зарубіжних машин, виробляються науково обгрунтовані техніко-економічні вимоги до поставляє обладнання.

Питання про якість машин і устаткування в нафтовій промисловості нерозривно пов'язаний з рівнем якості тієї нормативно-технічної документації по стандартизації, на підставі якої вони створюються. Йдеться про науково -технічне рівні технічних завдань, технічних умов, заводських, галузевих, республіканських, державних стандартів.

Тому крім оцінки технічного рівня самих машин і устаткування в нафтовій галузі проводиться робота з оцінки науково - технічного рівня.

У нафтовій промисловості велику роль відіграють технологічні процеси на всіх етапах, починаючи від буріння свердловин і закінчуючи технологічними процесами розробки нафтових родовищ. Стандартизація технологічних процесів - це новий напрямок при виборі об'єкта стандартизації. Але останнім часом науково-технічний прогрес в області нафтогазовидобування кілька заморозився у зв'язку з недостатньою діяльністю науково - дослідних робіт.

Список літератури

1. Алієв В.А., Анісімов Є.П. Машини та механізми для видобутку нафти. Гостоптехіздат. 1957.

2. Жуков А.І. Чернов Б.С. та ін. Експлуатація нафтових родовищ Гостоптехіздат 1954.

3. Лобков А.М. Збір і транспорт нафти на промислах. Гостоптехіздат 1955.

4. Гатмудінова Ш.К.Справочная книга з видобутку нафти. Надра 1974.

5. Бухаренко та ін. Нафтопромислове обладнання. Надра 1990р.

6. Молчанов А.Г. Чичерін В.Л. Нафтопромислові машини і механізми. Надра 1983р.

7. Михайлов К.Ф. Довідник механіка нафтопромислу. Державне видавництво технічної літератури УРСР. Київ 1961р.

8. Михайлов К.Ф. Довідник механіка нафтопромислів. Ч. 1. Видобуток нафти. Гостоптехіздат. 1952.

9. Довідник з видобутку нафти. Т.1. Гостоптехіздат 1958.

10. Довідник майстра з видобутку нафти Гостоптехіздат 1958.

11. Нафтопромислові машини і механізми. Гостоптехіздат 1954.

12. Видобуток нафти Форест Грей 2001р.

13. Акульшин А.І., Бойко В.С., Дорошенко В.М., Зарубін Ю.О. Технологія і техніка видобутку, зберігання і транспорту нафти і газу. Львів 1991.

14. Правила безпеки в нафтовій і газовій промисловості. Санкт-Петербург 2001.

15. Касьянов В.М. Гідромашини та компресори М. Недра 1981.
Позитивне і негативний вплив ТНК на економіку зарубіжних країн
На сучасному етапі ТНК стали найважливішими суб'єктами світового господарства, граючи величезну роль в системі МЕВ. Розвиток транснаціонального бізнесу робить глибокий вплив на економіку окремих держав, як промислово розвинених, і та розвитку. Даний вплив може носити позитивний і негативний

Особисті відносини студента до здоров'я як умови формування здорового образу життя
Міністерство освіти науки Російської Федерації Федеральне агентство за освітою Державна освітня установа Вищої професійної освіти «Тобольський Державний педагогічний інститут» імені Д.І. Менделеєва Реферат Особисті відносини студента до здоров'я як умови формування здорового образу життя Виконав:

Ліквідація аварій і стихійних лих
Зміст: Введення 1. Зміст і організація заходів щодо локалізації і ліквідації наслідків надзвичайних ситуацій 2. Організація першої медичної допомоги Висновок Список літератури, що використовується Введення Роботи по ліквідації виробничих аварій і стихійних лих характеризуються великою різноманітністю

Бутенев Аполлінарій Петрович
Бутенев Аполлінарій Петрович (1787-1866) Дипломат, член Державної ради. Бутенев отримав поверхневе домашнє виховання. З 1802 року жив у Петербурзі, в будинку фельдмаршала князя Н.І. Салтикова. У 1804 р він вступив до перекладацьку канцелярію Колегії іноземних справ. Незабаром він став секретарем

Валютний ринок Росії і валютне законодавство
Зміст Введення... 5 Розділ 1. Валютний ринок Росії і валютне законодавство 7 1.1. Валютний ринок: загальні положення... 7 1.2. Еволюція валютної системи і становлення валютного ринку Росії... 9 1.3. Сучасне валютне законодавство РФ... 17 1.4. Функції валютного законодавства; органи і агенти

Валютні ризики і методи їх мінімізації
Зміст 1. Загальна характеристика валютних операцій 2. Класифікація валютних ризиків 3. Методи управління трансляційними валютними ризиками 1. Загальна характеристика валютних операцій Під валютними ризиками розуміється ймовірність виникнення збитків від зміни обмінних курсів у процесі зовнішньоекономічної

Валютні операції комерційного банку
Зміст 1. Валютний ринок і валютні операції. Ліцензування банківських валютних операцій 2. Валютний курс і котировання валюти, крос-курси, валютна позиція 3. Види валютних операцій. Касові і термінові валютні операції, операції "своп", арбітражні операції з валютою Список використаної

© 2014-2022  8ref.com - українські реферати