Назначение и элементы устья скважины

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Р Е Ф Е Р А Т

 

по дисциплине «Технологические процессы в нефтегазовой отрасли»

 

на тему «Назначение и элементы устья скважины»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

		А.Р. Сафиуллина

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

г. Октябрьский

2012

Содержание

 

    ВВЕДЕНИЕ………………………………………………………………………..3                                                                                               

1. Оборудование устья скважины, эксплуатируемой

^{газлифтным и фонтанным способами…………………………………….4}

2.  Устьевое оборудование при эксплуатации скважин штанговыми 

скважинными установками (СШНУ)…………………………………………… 11                                                     

3. Оборудование устья при эксплуатации скважин установками        электрических погружных центробежных насосов (УЭЦН)……………………16

   СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАНЫХ ИСТОЧНИКОВ...............................................22                           

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

 

Подъем по скважине нефти, газа, воды, конденсата или их смеси, а также  нагнетание в пласт воды, газа, теплоносителя осуществляется с помощью оборудования, часть которого спущена в скважину, а часть расположена на поверхности, т. е. на устье, например, фонтанная арматура, или на прискважинной площадке — манифольд. [3]

Современные методы добычи флюидов или скважинной жидкости (в том числе нефти) делятся на:

1) фонтан (выход флюида осуществляется за счёт разности давлений)

2) газлифт

3) установку электроцентробежного насоса (УЭЦН)

4) установку штангового насоса (УШГН)

5) другие

Первый центробежный насос  для добычи нефти был разработан в 1916 Российским изобретателем Армаисом Арутюновым. В 1923 году Арутюнов эмигрировал в США, и в 1928 году основал фирму Bart Manufacturing Company, которая в 1930 была переименована в «REDA Pump» (аббревиатура от Russian Electrical Dynamo of Arutunoff), которая многие годы была лидером рынка погружных насосов для нефтедобычи. [4]

Удельный вес применения каждого  из видов перечисленного оборудования в разных странах и регионах весьма различен. В России более 70 % нефтяных скважин эксплуатируются штанговыми насосами, менее 20 % — бесштанговыми и около 10%—фонтанным и газлифтным способами.

 Однако по количеству добываемой  нефти первое место занимает  фонтанный способ, с помощью которого  добывается более половины нефти  и практически весь газ газовых месторождений. [5]

 

 

 

1. Оборудование устья скважины, эксплуатируемой газлифтным и фонтанным способами.

 

Оборудование устья скважины как при компрессорном, так и при бескомпрессорном и фонтанном способах добычи нефти

составляется из одинаковых деталей и узлов по подобным схемам.

На устье скважины монтируется так называемая фонтанная арматура. Арматура делится на две части: трубную головку и фонтанную елку (рисунок 1).

Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке и предназначается для подвески одной или нескольких колонн насосно-компрессорных труб и герметизации на устье межтрубных пространств.   Через трубную головку подается

^{жидкость или газ в межтрубные пространства, контролируется}

давление в них и выполняются необходимые исследования скважины.

Фонтанная елка монтируется на трубной головке и предназначается для направления отбираемых из скважины жидкости и газа в манифольд, а также для регулирования и контроля работы фонтанной скважины.

Основными деталями и узлами арматуры являются: крестовина 1, имеющая два боковых отвода, тройник 2, имеющий один боковой отвод, переводник трубной головки 3, запорное устройство 4 , дроссель 5, фланец под манометр 5, трехходовой кран 7 и манометр 8.

Крестовина и тройник позволяют отводить добываемую смесь к манифольдам или иметь сообщение с одним из межтрубных пространств. На этих же деталях может быть подвешена колонна насосно-компрессорных труб. Для этого детали могут иметь резьбу. Колонна подвешивается непосредственно на этой резьбе или

^{1 – крестовина; 2 – тройник; 3 – переводник трубной головки; 4 – запорное устройство; 5 – дроссель; 6 – фланец; 7 – трехходовой кран; 8 - манометр}

^{Рисунок 1 - Конструкция устьевой арматуры фонтанной скважины}

 

 

 

через переводник трубной головки 9. Катушка или переводной фланец служат для подвески насосно-компрессорных труб или для перехода с одного размера деталей арматуры на другой. Запорные устройства необходимы для полного перекрытия или открытия проходного сечения ствола или отвода.  

Регулирование параметров потока неполным закрытием задвижки не допускается. Для регулирования параметров потока и, следовательно, режима работы скважины используются специальные узлы-дроссели.

Вертикальная, стволовая часть арматуры может иметь отводы в одну сторону (через тройники) или в две стороны (через крестовины). По этому признаку арматура делится на тройниковую и крестовую.

Необходим тщательный выбор схем, конструкции узлов материалов деталей фонтанирующих скважин.

Жидкость и газ часто вызывают интенсивную коррозию арматуры, которая приводит к авариям. Ликвидация таких аварий требует больших затрат средств и времени. А масса и стоимость арматуры, устанавливаемой на одной скважине, велика. При выборе и разработке арматуры необходимо учитывать и эти факторы.

Тройники, переводники, крестовины и фланцы, как и корпуса запорных устройств, отливают из стали. Уплотнение между фланцами арматуры - кольцевая металлическая прокладка овального сечения. Она должна быть меньшей твердости, чем материал фланца.

Арматура устья скважины соединяется с промысловыми трубопроводами манифольдом.

Разработаны типовые схемы обвязки устья манифольдами.

На рисунке 2 показана наиболее простая схема. Более сложные

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 – предохранительные клапаны; 2 – вентили; 3 – запорные устройства; 4 – регулируемый штуцер

^{Рисунок 2 - Обвязка устьевой арматуры фонтанной скважины узлами манифольда}

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

схемы предназначены для обвязки выкидных линий, кольцевого и затрубного пространства.

Схемы составлены из типовых узловых сборок. На рисунке 2 показаны сборки I, II, III, IV, а всего их девять.

Манифольды имеют запорные устройства 3, регулируемый штуцер 4 , предохранительные клапаны 1, крестовины, тройники, вентили 2 для изменения давления, подсоединения приборов и т.д.

Применяются три типа запорных устройств арматуры устья: клиновые задвижки (рисунок 3), прямоточные задвижки (рисунок 4) и краны (рисунок 5).

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

В прямоточных задвижках в закрытом и открытом состоянии (в последнем состоянии отверстие устанавливается по оси канала

корпуса) уплотняющие поверхности закрыты. Две половинки плашки 10 разжимаются пружинами и прижимаются к корпусу. Канал не изменяет своего диаметра. Задвижка заполнена густым маслом, а полости 7 — смазкой, которая поступает к местам уплотнения плашек под давлением среды, передаваемым через поршни 6.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

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

^{Рисунок 3 - Клиновая задвижка}

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1— маховик; 2 — корпус подшипника; 3 — крышка задвижки; 4 — шпиндель; 5 — прокладка; 6 — поршень; 7 — щека корпуса; 8 — гайка плашек; 9 — втулка; 10 — плашка; 11 — корпус

 

^{Рисунок 4 - Прямоточная задвижка}

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

      

Кран обладает теми же достоинствами, что и прямоточная задвижка, но для его закрытия не требуется длительного вращения маховика. Изготовление его должно быть более точным, смазку надо применять только рекомендуемую и менять ее часто, иначе возможно заклинивание конуса.[2]

 

2. Устьевое оборудование при эксплуатации скважин штанговыми скважинными установками (СШНУ).

 

Схема СШНУ представлена на рисунке 6. Оборудование СШНУ состоит из двух частей: наземного и подземного. Наземное оборудование состоит из станка-качалки, привода, станции управления и устьевой арматуры. Подземное оборудование включает в себя колонну НКТ, колонну штанг, глубинный насос и, при необходимости, другие элементы (хвостовик, газовый или газопесочный якорь, якорь для фиксации колонны НКТ в обсадной колонне и т.п.).

Основным элементом наземного оборудования является станок-качалка, состоящий из балансира 2, головки балансира 3, стойки 4, шатуна 5, кривошипа 6, редуктора 7, приводного двигателя 8, тормоза 9 и противовесов 10. Управление наземным оборудованием осуществляется специальной станцией 1. Станок-качалка, редуктор и приводной двигатель монтируются на металлической раме 11, устанавливаемой на бетонном фундаменте 12.

Головка балансира 3 имеет канатную подвеску 13, соединенную с полированным штоком 15 с помощью траверс 14. Устье скважины  оборудовано устьевой арматурой 16. Станок-качалка предназначен для восприятия нагрузок, действующих в точке подвеса штанг (ТПШ) в течение

насосного цикла, и преобразования вращательного движения ротора приводного двигателя в возвратно-поступательное движение головки балансира. Редуктор 7 предназначен для снижения числа оборотов приводного двигателя 8 и повышения крутящего момента на выходном валу,

 

на котором закреплены кривошипы 6. Кривошипы 6 соединены шатунами 5 с балансиром 2.

На входном валу редуктора имеется шкив, соединенный клиноременной передачей со шкивом приводного двигателя 8. В системе имеется также тормоз 9. Приводной двигатель устанавливается и закрепляется на салазках.

При необходимости изменения числа качаний балансира заменяется размер шкива на приводном двигателе. Изменение длины хода полированного штока 15 (перемещения головки балансира) осуществляется изменением радиуса кривошипа 6 перестановкой шатуна 5, для чего кривошип имеет несколько отверстий. Кроме того, кривошип имеет устройство, позволяющее перемещать вдоль него противовесы 10, добиваясь наилучшего уравновешивания нагрузок, действующих в ТПШ.

В настоящее время промышленностью выпускается значительное количество типоразмеров станков-качалок (СК), отличающихся грузоподъемностью, длиной хода полированного штока и числом качаний, предназначенных для эксплуатации скважин различных категорий.

Устьевая арматура 16 имеет выкидной манифольд, манифольд затрубного пространства, а также сальниковое устройство, через которое проходит полированный шток 15.

Подземное оборудование включает колонну штанг 17, предназначенную для передачи возвратно-поступательного движения головки балансира плунжеру 19 глубинного насоса, а также для восприятия нагрузок, действующих на штанги в течение насосного цикла. Имеется колонна НКТ 18, на нижнем конце которой закреплен цилиндр насоса 22. Плунжер глубинного насоса имеет один или два нагнетательных клапана 20, а цилиндр насоса — всасывающий клапан 2. К приему насоса закреплен хвостовик 23.

Цилиндр скважинного насоса имеет различное конструктивное оформление, а внутренняя его поверхность тщательно обработана, равно как и наружная поверхность плунжера. Вместе они составляют пару трения.

Как видно из рисунка 6, при ходе головки балансира вверх плунжер также перемещается вверх; при этом нагнетательный клапан 20 закрывается под действием веса продукции скважины, находящейся в НКТ. При снижении давления в цилиндре насоса до величины, меньшей, чем давление на приеме (давление в скважине перед всасывающим клапаном), всасывающий клапан 21 открывается и цилиндр насоса заполняется скважинной продукцией (такт всасывания). При ходе плунжера вниз давление в цилиндре насоса повышается, всасывающий клапан закрывается, а когда давление в цилиндре насоса (под плунжером) становится большим, чем давление над плунжером, открывается нагнетательный клапан, и продукция из цилиндра через плунжер перетекает в колонну НКТ (такт нагнетания). Затем цикл повторяется.

Следует отметить, что колонна штанг работает в очень сложных условиях, связанных не столько с длительным контактом со скважинной продукцией, сколько со сложными и переменными во времени нагрузками (растягивающими, сжимающими, изгибающими и крутящими). Расчет колонны штанг с учетом всех действующих нагрузок является сложной физической задачей.[1]