Отчет по практике по «Разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений»

      Очистка устьевой арматуры, а также труб от парафина производится депарафинизационным передвижным агрегатом, представляющим собой автомобиль, на котором установлен нагреватель.

     В нагревателе монтируется труба, через которую прокачивается жидкость. Здесь она нагревается до определенной температуры и направляется в скважину. Агрегат может быть подключен на «циркуляцию», т.е. выходящая из скважины жидкость направляется в печь, подогревается до 100^оС и возвращается в затрубное пространство скважины. В процессе циркуляции производится очистка ствола скважины и НКТ. 

4.1.3. Оборудование фонтанной  скважины. 

      Наиболее  простым способом подъема жидкости из фонтанной скважины является использование для этой цели эксплуатационной колонны. При этом возможно возникновение осложнений: а) эрозия колонны за счет воздействия движущейся жидкости и содержащихся в ней компонентов; б) нерациональное использование пластовой энергии вследствие значительного диаметра колонны; в) возникновение осложнений  за счет выделяющихся из жидкости компонентов – солей, парафина, мехпримесей.

      Восстанавливать поврежденную колонну и устранять  осложнения трудоемко и не всегда эффективно. Надо также иметь ввиду, что эксплуатационная колонна является в скважинах, как правило, и обсадной колонной и призвана надежно защищать скважину от разрушения и проникновения в нее посторонних агентов в течение всей жизни месторождения.

      Все оборудование фонтанной скважины можно  разделить на две группы – подземное  и наземное.

      Подземное оборудование включает в себя насосно-компрессорные трубы (НКТ), якорь, пакер, клапаны, муфты – все устройства и приспособления, работающие в скважине и находящиеся ниже фланца обсадной колонны.

      К наземному оборудованию относится  устьевая арматура, рабочие манифольды, штуцеры, клапаны, задвижки – все оборудование, работающие на поверхности.

      Рассмотрим  назначение и конструкционные особенности  оборудования, соответствующие требованиям технологического процесса. 

4.1.4. Насосно-компрессорные  трубы. 

      Насосно-компрессорные  трубы в нефтяных скважинах выполняют следующие основные функции: а) являются каналом для подъема добываемой жидкости; б) служат для подвески глубинного оборудования; в) являются каналом для проведения различных технологических операций; г) являются инструментом для воздействия на забой и призабойную зону.

      В зависимости от назначения и условия  их применения НКТ называют: а) фонтанными (или лифтовыми) – при применении в фонтанных скважинах для  подъема жидкости; б) насосными при  эксплуатации в насосных скважинах; в) компрессорными при применении в компрессорных скважинах.

      Насосно-компрессорные  трубы по конструкции подразделяются на: а) гладкие; б) с высаженными наружу концами.

      Гладкие НКТ имеют одинаковый внутренний диаметр по всей длине. Они не равнопрочны: прочность их в резьбовой части составляет 80-85% прочности тела трубы. НКТ  с высаженными наружу концами – равнопрочны: прочность их в резьбовой части равна прочности в любом сечении трубы.

      ГОСТ 633-80 регламентирует выпуск бесшовных (цельнотянутых) НКТ следующих условных (наружных) диаметров, мм: гладкие – 48, 60, 73, 83, 102, 114 и с высаженными наружу концами – 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102, 114. Толщина стенок от 4 до 7 мм, длина трубы от 5,5 до 10 м (в среднем 8 м). НКТ выпускаются из стали группы прочности Д, К,Е,Л,М. Конструкция резьбового соединения специальная.

      Резьба  в НКТ – коническая. Преимущества таких резьб: а) возможность обеспечить герметичность без уплотняющих средств; б) возможность ликвидации в резьбе зазоров; в) более равномерное распределение нагрузки; г) сокращение времени на сборку – разборку. 

4.1.5. Пакеры, якоря 

      Пакеры  – устройства, предназначенные для  разобщения отдельных участков скважины, например, призабойной зоны от остальной  части. При этом они выполняют следующие функции:

• защищают обсадную колонну от воздействия пластового давления;
• препятствуют контакту с ней агрессивных пластовых жидкостей и газов;
• способствуют давлению газа только в НКТ, увеличивая их коэффициент полезного действия;
• создают возможность раздельной разработки отдельных пластов и пропластков;
• позволяют осуществлять направленное устьевое воздействие на отдельные пропластки и пласты при технологических операциях.

      Процесс разобщения производится механическим, гидравлическим и гидромеханическим воздействием на резиновый пакерующий элемент, увеличивающий при этом диаметральный габарит. В зависимости от вида воздействия на разобщающий элемент получили применение пакеры механического («М») или гидравлического («ГМ») действия.

       Пакер работает так. После спуска  на заданную глубину на насосно-компрессорных трубах в последние бросают шарик, который устанавливается в седле. Закачкой жидкости в НКТ в пакере создают давление, которые передается через канал «А» под поршнем и вызывает его перемещение. Поршень толкает плашкодержатель с усилием, обеспечивающим срезание удерживающего винта 10. Продолжая движение вверх, он надвигает плашки на корпус и приживает их к эксплуатационной колонне.

       Расжатие  манжет производится за счет массы  труб, воздействующих на упор.

       При дальнейшем увеличении давления (до 21 МПа) срезается винт, удерживающий седло с шариком, и они выпадают из корпуса, освобождая проходное сечение пакера.

       Подъем  пакера осуществляется после снятия осевой нагрузки и перемещения вверх ствола, конуса, упора. Это способствует возвращению в первоначальное положение плашек и манжет.

       Якорь предназначен обеспечить дополнительную силу для надежного удержания пакера в заданном интервале. Для этого якорь соединяется в один блок с пакером и спускаются в скважину одновременно. Удерживающими элементами в якоре являются плашки, срабатывающими от давления, создаваемого в колонне НКТ и передаваемого через канал под поршень. Принцип его работы аналогичен работе пакера. При снятии давления и подъеме НКТ плашки возвращаются на свое место, освобождая якорь.

       Якорь может быть конструктивно совмещен с пакером и тогда в шифр пакера вводится буквы «я» (например, ПД-ЯГМ).  

4.1.6. Фонтанная арматура 

      Фонтанная арматура относится к оборудованию скважин, которое призвано выполнять  следующие функции: а) герметизация кольцевого пространства между обсадной колонной и подъемными трубами; б) направление движения газожидкостной смеси; в) подвески глубинного оборудования; г) создание противодавления на устье; д) проведение исследований, освоения и других технологических операций.

      Арматура  состоит из ряда конструктивных элементов. Трубная головка служит для подвески фонтанных труб, герметизации устья, проведения различных технологических операций. Включает в себя колонный фланец, крестовик трубной головки, тройник трубной головки, переводную катушку. Фонтанная елка служит для направления и регулирования продукции скважины. Включает в себя центральную задвижку, крестовик елки (в тройниковой арматуре тройки), буферную задвижку, буферный патрубок, штуцер.

      Назначение  каждого из элементов арматуры: колонный фланец – для присоединения арматуры к обсадной колонне и герметизации затрубного пространства; крестовик трубной головки – для сообщения с затрубным пространством скважины; тройник трубной головки – для подвески первого ряда труб и сообщения с ним; переводная катушка – для подвески второго ряда труб и сообщения с ним; центральная задвижка – для закрытия скважины; крестовик елки служит для направления продукции скважины в трубопровод; буферная задвижка – для спуска глубинных приборов в скважину; буферный патрубок – для помещения приборов перед спуском в скважину и уменьшения колебаний давления в арматуре (там скапливается газ) ; штуцер – для регулирования дебита скважины; рабочий монифольд – часть арматуры между штуцерами и общей выкидной линией, предназначенная для соединения двух выкидов в один; вспомогательный монифольд – лилия, соединяющая затрубное пространство или насосно-компрессорные трубы и служит для подачи в скважину воздуха, газа и других агентов при технологических операциях.

      Конструкция основных элементов арматуры. Основное требование, предъявляемое в арматуре, это ее абсолютная герметичность при высокой прочности деталей, их быстросборности и взаимозаменяемости.

      Запорные  устройства. Применяются три типа запорных устройств: прямоточные задвижки, краны, угловые вентили.

      Штуцер  или дроссель, предназначен для поддержания  заданного режима работы скважин.

     Колонные  головки предназначены для герметизации пространства между спущенными в  скважину обсадными трубами. В зависимости от конструкции скважины применяют различные типы колонных головок. 

4.2. Добыча нефти установками  штанговых насосов 

      Принудительный  подъем нефти из скважин с помощью  насосов является наиболее продолжительным  в жизни месторождения.

      Одним из разновидностей этого способа является добыча нефти установками штанговых глубинных насосов (УШГН).

      УШГН  представляет собой поршневой насос  одинарного действия, шток которого связан колонной штанг с наземным приводом – станком-качалкой. Последний включает в себя кривошипно-шатунный механизм, преобразующий вращательное движение первичного двигателя в возвратно-поступательное движение и сообщает его колонне штанг и плунжеру насоса.

      Осуществление способа производится с помощью  установки, схема которой приведена. Подземное оборудование составляют: насосно-компрессорные трубы, насос, штанги, устройства для борьбы с осложнениями.

      К наземному оборудованию относится  привод (станок-качалка), устьевая арматура, рабочий монифольд.

      Установка работает следующим образом. При  ходе плунжера вверх в цилиндре насоса снижается давление и нижний (всасывающий) клапан поднимается, открывая доступ жидкости (процесс всасывания). Одновременно столб жидкости, находящийся над плунжером, прижимает к седлу верхний (нагнетательный) клапан, поднимается вверх и выбрасывается из НКТ в рабочий монифольд (процесс нагнетания).

      При ходе плунжера вниз верхний клапан открывается нижний клапан давлением жидкости закрывается, а жидкость находящаяся в цилиндре, перетекает через полый плунжер в НКТ.

      Рассмотрим устройство и работу отдельных узлов УШГН.  

4.2.1.Привод  

      Приводы классифицируются: а) по роду используемой энергии – на механические, гидравлические, пневматические; б) по числу обслуживаемых скважин – на индивидуальные и групповые; в) по типу первичного двигателя – на электрические и тепловые.

      Станок-качалка  является индивидуальным приводом штангового глубинного насоса, спускаемого в  скважину и связанного с приводом гибкой механической связью – колонной штанг.

      В конструктивном отношении станок-качалка  представляет собой четырехзвенный механизм, преобразующий вращательное движение первичного двигателя в возвратно-поступательное движение колонны штанг.

      Устройство  серийного станка-качалки по ГОСТу 5866-76 описывается следующим образом.

      Крутящий  момент от электродвигателя через клиноременную передачу передается на ведущий вал редуктора, а затем и на ведомый вал. На последнем укрепляется кривошип с противовесами. Кривошип с помощью шатунов и траверсы связан с балансиром, качающимся на опоре, укрепленной на стойке. Балансир со стороны переднего плеча снабжен откидной головкой, на которой монтируется канатная подвеска.

      Станок-качалка (СК) состоит из ряда самостоятельных  узлов.

      Рама предназначена для установки на ней всего оборудования СК и выполняется из профильного проката в виде двух полозьев, соединенных поперечниками, и имеет специальную подставку под редуктор. В раме имеются отверстия для крепления к фундаменту.