Назначение и виды дросселей в противовыбросовом оборудовании
Противовыбросовое оборудование – это особый комплекс устройств для контроля над скважиной. Данное оборудование создает безопасные условия труда для рабочих, предотвращает аварийные ситуации и защищает окружающую среду от загрязнений. Учитывая, что комплекс устройств устанавливается в системах газопровода или нефтепровода, здесь требуется специальный регулятор давления газа либо жидкостей. Им является дроссель.
Автоматические и регулируемые дроссели
В противовыбросовом оборудовании применяются дроссели различных видов. Прежде всего, это автоматический дроссель 73-ей или 89-ой серии, а также регулируемый и гидравлический дроссели.
Гидравлические дроссели и их подвиды
Гидравлические дроссели представляют собой гидроаппараты, создающие гидравлическое сопротивление рабочему потоку. Как и регулируемый ограничитель, дроссель гидравлического типа способен изменять проходное сечение, создавая требуемую разницу давлений на различных участках систем противовыбросового оборудования.
Гидродроссели отличаются сложной структурой, поэтому подразделяются на несколько подвидов в соответствии с конструкцией запорного элемента. Существуют тарельчатые ограничители, а также устройства золотникового и игольчатого подвида. В настоящее время в качестве гидродросселя нередко используют схожие по функциональности гидрораспределители. Поточное регулирование гидродросселем обычно применяется в противовыбросовом оборудовании на системах по добыче жидкой среды.
Таким образом, актуальность этих устройств видна невооруженным взглядом. Сегодня они являются одними из основных компонентов по обеспечении безопасности работы противовыбросового оборудования.
Скважинный дроссель
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности, в частности к скважинному оборудованию нефтегазовых месторождений. Обеспечивает увеличение пропускной способности по газу из верхних надпакерных пластов в схеме ОРЭ скважины по одной колонне насосно-компрессорных труб, исключает переток газа на нижних подпакерных в верхние надпакерные пласты при остановке скважины без ее глушения, исключает переток газа в насосно-компрессорные трубы при проведении ремонтных работ в скважине, когда давление в этом пространстве против дросселя будет больше, чем давление в насосно-компрессорных трубах. Сущность изобретения: скважинный дроссель размещен на насосно-компрессорных трубах, содержит корпус с отверстиями, подпружиненный обратный клапан и сменную насадку. У корпуса сверху и снизу выполнена присоединительная резьба, с помощью которой он присоединен непосредственно к насосно-компрессорным трубам. Корпус снабжен кожухом. Обратный клапан и сменная насадка расположены в кольцевом зазоре между корпусом и кожухом. Внутри корпуса размещена гильза с отверстиями с возможностью ее сдвига инструментом канатной техники для совмещения или разобщения отверстий гильзы и отверстий корпуса. 1 табл., 1 ил.
Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленностям, в частности к скважинному оборудованию нефтегазовых месторождений, и может быть использовано, например, при обустройстве эксплуатационных скважин под одновременно-раздельную эксплуатацию (ОРЭ) двух или более пластов с различными характеристиками с добычей флюида по одной колонне насосно-компрессорных труб, при газлифтном способе добычи нефти из нижнего высокодебитного пласта, при освоении и глушении скважины обратной циркуляцией и т.д.
Известна конструкция скважинного дросселя, предназначенного для регулирования режима отбора газа, устанавливаемого инструментом канатной техники внутри насосно-компрессорных труб и состоящего из корпуса и сменной насадки с внутренним диаметром, обеспечивающим заданный режим добычи флюида из нижних подпакерных пластов [1].
Недостатками известной конструкции являются невозможность предупреждения перетока флюида из нижних пластов в верхние надпакерные, а также невозможность поддержания заданного режима добычи флюида из верхних пластов в схеме ОРЭ скважины по однорядному лифту насосно-компрессорных труб.
— конструкция дросселя не исключает возможность неконтролируемого перетока газа или другого флюида в насосно-компрессорные трубы из верхних надпакерных пластов при проведении работ по интенсификации притока газа, исследовательских, изоляционных и ремонтных работах по нижним подпакерным пластам. В этих случаях дроссель необходимо извлекать и вместо него устанавливать в боковой карман мандрели глухую пробку.
Данные технические задачи решаются благодаря тому, что в скважинном дросселе, содержащем корпус с отверстиями, подпружиненный обратный клапан и сменную насадку, у корпуса сверху и снизу выполнена присоединительная резьба, с помощью которой он присоединен непосредственно к насосно-компрессорным трубам, корпус снабжен кожухом, а обратный клапан и сменная насадка расположены в кольцевом зазоре между корпусом и кожухом, при этом внутри корпуса размещена гильза с отверстиями с возможностью ее сдвига инструментом канатной техники для совмещения или разобщения отверстий гильзы и отверстий корпуса.
На чертеже изображена схема скважинного дросселя (продольный разрез по линии А-А).
Скважинный дроссель состоит из корпуса 1 с отверстиями 2, сверху и снизу которого выполнены присоединительные резьбы 3 и 4. Корпус 1 снабжен кожухом 5, между корпусом 1 и кожухом 5, в кольцевом зазоре 6 расположены обратный клапан 7, сменная насадка 8, седло 9 и пружина 10. Внутри корпуса 1 размещена гильза 11 с отверстиями 12.
Скважинный дроссель работает следующим образом.
Перед спуском в скважину скважинный дроссель присоединяют к верхней трубе нижней секции насосно-компрессорных труб и к нижней трубе верхней секции насосно-компрессорных труб с помощью присоединительных резьб 3 и 4. После спуска скважинного дросселя на насосно-компрессорных трубах и установки пакера, инструментом канатной техники сдвигают гильзу 11 вверх для совмещения отверстий 12 с отверстиями 2 корпуса 1. Обратной промывкой открывают обратный клапан 7 и осваивают скважину до притока чистого газа. После освоения скважины усилием пружины 10 закрывается обратный клапан 7 и затем скважину пускают в эксплуатацию. В ходе работы скважины по нижнему пласту давление в насосно-компрессорных трубах против скважинного дросселя становится меньше, чем пластовое давление верхнего надпакерного пласта. Под воздействием перепада давлений обратный клапан 7 смещается вверх, преодолевая усилие пружины 10, тем самым обеспечивается доступ газа из верхнего надпакерного пласта в насосно-компрессорные трубы через сменную насадку 8 и кольцевой зазор 6 между кожухом 5 и корпусом 1 и совмещенные отверстия 2, 12. Режимный дебит газа из верхнего пласта определяют внутренним диаметром сменной насадки 8. После остановки скважины давления внутри насосно-компрессорных труб и за скважинным дросселем выравниваются. В данный момент пружина 10 возвращает обратный клапан 7 в седло 9. Это исключает переток газа из нижнего пласта в верхний, когда давление в насосно-компрессорных трубах больше, чем давление за скважинным дросселем (в период простоя скважины под газом). Если требуется полностью исключить приток газа или другого флюида в насосно-компрессорных трубах из верхнего пласта при ремонте скважины гильзу 11 сдвигают инструментом канатной техники для разобщения отверстий 12 и отверстий 2 корпуса 1, обеспечивая вход газа в насосно-компрессорные трубы.
Предложенная конструкция скважинного дросселя дает возможность увеличить пропускную способность газа, так как проходное сечение, по сравнению с прототипом увеличено в 20-30 раз (см. таблицу) и, тем самым, расширить диапазон режимных дебитов газа из верхнего объекта, обеспечить благоприятные условия освоения скважины без применения типового циркуляционного клапана.
При проведении работ по интенсификации притока газа и других работах в верхних надпакерных пластах скважины, установка предложенного дросселя непосредственно на насосно-компрессорные трубы, с помощью присоединительных резьб, позволяет исключить переток газа из нижних подпакерных в верхние надпакерные пласты, что исключает необходимость установки в боковой карман мандрели глухой пробки.
Применение в предложенном скважинном дросселе гильзы с отверстиями обеспечивает полную герметизацию между трубным пространством и насосно-компрессорными трубами при проведении ремонтных работ в скважине.
Источники информации 1. Каталог ОКБ Нефтемаш «Оборудование для эксплуатации нефтяных и газовых скважин с устройствами для предупреждения открытых фонтанов». М., ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1989, с. 90.
Извлекаемый диафрагменный клапан одностороннего действия (для постоянной, односторонней подачи газа в НКТ из межтрубного пространства). Тип ДКО-2, ВКО-3.
Скважинный дроссель, размещенный на насосно-компрессорных трубах и содержащий корпус с отверстиями, подпружиненный обратный клапан и сменную насадку, отличающийся тем, что у корпуса сверху и снизу выполнена присоединительная резьба, с помощью которой он присоединен непосредственно к насосно-компрессорным трубам, корпус снабжен кожухом, а обратный клапан и сменная насадка расположены в кольцевом зазоре между корпусом и кожухом, при этом внутри корпуса размещена гильза с отверстиями с возможностью ее сдвига инструментом канатной техники для совмещения или разобщения отверстий гильзы и отверстий корпуса.
ЛЕКЦИЯ №9, 10. Оборудованием газовой скважины называют все те части её конструкции, которые обеспечивают возможность эк
Вопросы. Газовые скважины. Требования к конструкции скважин и выбор диаметра эксплуатационной колонны, НКТ. Наземное и подземное оборудование скважин, обсадные и насосно-компрессорные трубы. Средства регулирования режимом работы скважин (задвижки, штуцера, диафрагмы)
Оборудованием газовой скважины называют все те части её конструкции, которые обеспечивают возможность эксплуатации, испытания и исследования скважины. Оборудование скважины подразделяется на наземное и подземное. Конструкция скважины должна обеспечить надежные условия её эксплуатации в течение всего срока работы скважины.
Конструкция скважина должна обеспечивать:
— доведение скважины до проектной глубины;
— осуществление заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов и методов их эксплуатации;
— предотвращение осложнений в процессе бурения и эксплуатации;
— выполнение исследовательских работ;
— минимум затрат на строительство скважины, как законченного объекта в целом.
Наземное устьевое оборудование добывающих
и нагнетательных скважин
В состав наземного устьевого оборудования добывающих и нагнетательных скважин входят фонтанная арматура, колонные головки, катушки фланцевые, манифольды, запорные и регулирующие устройства и приспособления для смены задвижек под давлением.
Фонтанная арматура предназначена для герметизации устья скважины, контроля и регулирования режима эксплуатации нефтяных и газовых скважин (см. таблицу 1).
Таблица 1. Основные параметры, характеризующие
| Рабочее давление, МПа | Условный проход, мм | Пробное давление, МПа | |
| Ствол | Боковые отводы | На проч- ность | На герме-тичность |
| 50, 65 | |||
| 65* | 50, 65* | ||
| 65* | 50, 65* | ||
| 80* | 50, 65* | ||
| 100* | 65, 100* | ||
| 150* | 100* | ||
| 65* | 50, 65* | ||
| 50, 65* | |||
| 100* | 65, 80, 100* | ||
| 52* | 52* | ||
| 50, 65 | |||
| 80* | 50*, 65, 80 |
По требованию заказчика фонтанная арматура может быть изготовлена с дополнительной трубной головкой и запорными устройствами на боковых отводах, обеспечивающих эксплуатацию скважин двухрядным лифтом.
Рисунок 1. Типовые схемы фонтанной арматуры скважин:
По требованию заказчика фонтанная арматура также может изготавливаться в следующем исполнении:
— нормальное (температура рабочей среды от минус 30 до 120 0 С);
— коррозионно-стойкое: углекислостойкое К1 (СО2 не более 6 объёмных процентов), сероводородостойкое К2 (СО2 и Н2S не более 6 объёмных процентов каждого компонента), сероводородостойкое К3 (СО2 и Н2S свыше 10 объёмных процентов, но не более 26 объёмных процентов каждого компонента);
— термостойкое Г (температура рабочей среды свыше 120 0 С);
— хладостойкое ХЛ (температура окружающей среды ниже минус 40 0 С).
— крестовая арматура: 1, 5 – крестовина; 2 – переводная втулка; 3 – переводная катушка; 4 – центральный кран; 6 – трехходовой кран; 7 – манометр; 8 – буферная заглушка; 9 – буферный кран; 10 – кран; 11 – кран; 12 – запорные краны.
Рисунок 3 – Принципиальная схема трубной головки:
Запорные устройства, используемые в фонтанной арматуре, предназначены для перекрытия потока рабочей среды в скважине. Их типы и основные параметры регламентированы ТУ 26-16-45-77 «Краны пробковые со смазкой», ТУ 26-16-45-77 «Задвижки типа ЗМС прямоточные с принудительной подачей смазки » и ТУ 26-02-728-76 «Оборудование устья нефтяных и газовых скважин на рабочее давление 70 МПа».
Запорные устройства, используемые в арматуре скважин, подразделяются на следующие типы:
— проходные пробковые краны типа КППС с условным диаметром Ду равным 65 мм и устьевым давление Ру равным 14 МПа и уплотнительной смазкой;
— прямоточные задвижки с условным диаметром Ду равным 65, 80, 100 и 150 мм, устьевым давлением Ру равным 21, 35 МПа с однопластинчатым (типа ЗМС-1) шиберным затвором с принудительной или автоматической подачей смазки, с ручным, пневматическим дистанционным управлением;
— прямоточные задвижки с условным диаметром Ду равным 50 мм и устьевым давлением равным 70 МПа с двухпластинчатым (типа ЗМАД) шиберным затвором с принудительной или автоматической подачей смазки, с ручным, пневматическим дистанционным или автоматическим управлением.
Пробковый кран типа КППС на рабочее давление 14 МПа изображен на рисунке 5. Кран состоит из корпуса 1, в гнездо которого вставляется коническая пробка 2. Снизу корпус крана закрывается крышкой 3, через которую проходит винт 4, уплотняемый манжетами 5 и служащий для регулирования зазора между уплотнительными поверхностями корпуса и пробки.
Рисунок 5. Пробковый кран типа КППС
Кран управляется кулачковой муфтой 6, входящей своим выступом в паз на «торце» пробки. В горловине корпуса устанавливается резьбовой шпиндель 7 с вмонтированным нажимным болтом 8. Перемещением нажимного болта нагнетают смазку в полость крана и к резьбе шпинделя через установленный в шпинделе обратный клапан 9, прижимаемый к седлу пружиной 10 и давлением среды. Этим же болтом осуществляется отжатие пробки в случае заклинивания. При этом клапан упирается в закладную цилиндрическую вставку 11. Шпиндель входит своим кулачком в прорезь пробки, поэтому при его вращении поворачивается и пробка. Для ограничения поворота последней, в верхней части шпинделя устанавливают ключ 12.
Наличие смазки, закладываемой в полость крана через канал шпинделя при вывернутом нажимном болте, позволяет уменьшить усилия при повороте пробки, предохранить уплотняющие поверхности от коррозии, уменьшить их износ и обеспечить герметичность затвора крана.
Для надежной работы крана следует регулярно проверять наличие смазки в его полости и по мере необходимости, но не реже одного раза в три месяца проводить набивку масленкой.
В случае аварийного заклинивания пробки нужно отвернуть на один два оборота регулировочный винт, добавить масленкой смазку и, завинчивая нажимной болт в шпиндель, освободить пробку от заклинивания. После этого кран следует отрегулировать.
Прямоточная задвижка типа 3MC1 с однопластинчатым шиберным затвором, принудительной подачей смазки и ручным управлением, рассчитанная на рабочее давление 21 и 35 МПа показана на рис.6.
Задвижка состоит из корпуса 1, в расточках которого располагаются входное седло 2 и выходное седло 3, крышка корпуса 4.
Рис.6. Прямоточная задвижка типа 3МС1
Задвижка управляется маховиком 5, обеспечивающего вращение ходовой гайки б. Так как последняя, вращаясь, остается на месте, то имеющий с ней резьбовое соединение шпиндель 7 перемещается поступательно и в зависимости от направления вращения маховика поднимает или опускает шибер 8. Для облегчения управления задвижкой опоры ходовой гайки выполнены на упорных шарикоподшипниках 9, закрываемых крышкой 10. Смазка в полость подшипников подается с помощью масленки 11.
Герметичность затвора обеспечивается плотным контактом уплотняющих поверхностей шибера и седел, предварительное прижатие которых друг к другу создается тарельчатыми пружинами 12. Герметичности затвора способствует также уплотнительная смазка, подаваемая в полость корпуса
задвижки через нагнетательный клапан 13. Герметичность между корпусом и крышкой обеспечивается установкой металлической прокладки 14. Резьбы шпинделя и ходовой гайки вынесены из зоны контакта со средой, что улучшает условия их работы. Уплотнение шпинделя осуществляется U – образными образными манжетами 15, поджимаемыми пружиной 16 при наличии нажимного кольца 17 и нажимной гайки 18. Седла уплотняют резиновыми кольцами 19.
Регулировка соосности проходных отверстий шибера и корпуса осуществляется регулировочным винтом 20 в торце шпинделя.
Прямоточная задвижка типа ЗМДД с двухпластинчатым шиберным затвором, автоматической подачей смазки и ручным управлением изображена на рисунке 7.
Рисунок 7. Прямоточная задвижка типа ЗМДД
Шибер выполняется в виде двух плашек 1, образующих затвор с седлами (щеками) 2. Предварительное удельное давление на уплотнительных поверхностях плашек и щек создается посредством цилиндрических пружин, устанавливаемых между плашками. Для регулирования соосности отверстий плашек и прохода задвижки служит винт 3. Задвижка также имеет корпус 4, шпиндель 5, ходовую гайку 6 с трапецеидальной резьбой, вращающуюся на упорных подшипниках 7, закрываемых крышкой 8, уравновешивающий шток 9, маховик 10. Для подачи смазки в полость подшипников служит масленка 11. Уравновешивающий шток предназначен для уменьшения осевой силы, обусловленной давлением среды и действующей на шпиндель задвижки.
Уплотнение шпинделя и уравновешивающего штока осуществляется сальниками 12, состоящими из набора манжет. Для повышения герметизирующей способности уплотнения предусматривается подача уплотнительной смазки через обратный клапан 13.
Особенностью задвижки данного типа является наличие системы автоматической подачи смазки в затвор, состоящий из полости 14, поршеньков 15 и системы каналов 16, связывающих полость с кольцевой канавкой 17 на уплотнительной поверхности щеки и расположенных снаружи корпуса обратными клапанами. Через эти клапаны производится периодическое (через 10-15 циклов работы задвижки) нагнетание смазки в полость. Рабочее давление среды внутри корпуса задвижки передается через поршень на смазку, которая заполняет канавку.
Для увеличения герметичности прямоточной задвижки категорически запрещается из-за возможной поломки шпинделя применять рычаг, т.к. от увеличения усилия герметичность не возрастает, поскольку плашки плоские. В процессе эксплуатации прямоточных задвижек через два-три месяца требуется смазывать подшипники шпинделя солидолом. Необходимо также в полость корпуса набивать смазку, которая предотвращает возможное оседание механических примесей и скапливание агрессивной жидкости. Для этого используют смазку ЛЗ-162.
Колонные головки предназначены для обвязки обсадных колонн нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин. Колонные головки должны обеспечивать подвеску колонн, герметизацию межколонных пространств, контроль давления в них и проведение различных технологических операций.
Типоразмеры колонных головок, обеспечивающих обвязку обсадных колонн, нормализованы отраслевым стандартом ОСТ 26-02-775-73 «Колонные головки. Типы и основные параметры» по шести схемам (см. рисунок 8).
Рисунок 8. Типовые схемы обвязки обсадных колонн:
Колонные головки изготовляют двух типов:
— однофланцевые, которые нижней частью корпуса крепятся к кондуктору; на корпус и фланец верхней части корпуса подвешивают и герметизируют техническую или эксплуатационную колонну;
— двухфланцевые промежуточные, которые нижним фланцем корпуса устанавливаются на колонный фланец кондуктора или на стоящую ниже колонную головку; на корпус и фланец верхней части корпуса подвешивают и герметизируют техническую, промежуточную или эксплуатационную колонну.
Оборудование обвязки обсадных колонн на основе однофланцевых колонных головок производят двух типов:
— ОКМ с муфтовой подвеской обсадных труб;
— ОКК с клиновой подвеской обсадных труб.
Колонные головки типа ОКМ с муфтой подвески обсадных колонн выпускают на рабочее давление 14 МПа по техническим условиям ТУ-26-02-201-76 «Оборудование для обвязки обсадных колонн типа ОКМ» (см. таблицу 2). Общий вид колонной головки типа ОКМ приведен на рисунке 9.
Таблица 2. Техническая характеристика обвязки обсадных колонн типа ОКМ с муфтовой подвеской обсадных труб (на рабочее давление 14 МПа для умеренной климатической зоны и температуры рабочей среды не свыше 120 0 С)
| Шифр оборудования | Условный диаметр обвязываемых колонн, мм | Масса в сборе, кг |
| ОКМ1-140-140´219 | 140; 219 | |
| ОКМ1-140-146´219 | 146; 219 | |
| ОКМ1-140-140´245 | 140; 245 | |
| ОКМ1-140-146´245 | 146; 245 | |
| ОКМ1-140-168´245 | 168; 245 |
Колонные головки типа ОКК с клиновыми подвесками выпускают на рабочее давление 21, 35 и 70 МП по техническим условиям ТУ 26-02-579-74 «Оборудование устья нефтяных и газовых скважин на рабочее давление 70 МПа (см. таблицу 3). Общий вид колонной головки типа ОКК приведен на рисунке 10.
Таблица 3 Технические параметры колонных головок типа ОКК
Рисунок 9. Общий вид колонной головки типа ОКМ
Рисунок 10. Общий вид колонной головки типа ОКК;
1 – предохранительная втулка; 2 – пакерное устройство; 3 – клиновая подвеска; 4 – пробка; 5 – задвижка; 6 – корпус; 7 – нагнетательный клапан; 8 – крестовина.
Фланцевые соединения устьевого оборудования должны отвечать требованиям отраслевых стандартов: ОСТ 26-02-764-73; ОСТ 26-765-73; ОСТ 26-766-73 и ОСТ 26-02-767-73.
— для малодебитных- и среднедебитных скважин, эксплуатирующихся по одному отводу фонтанной ёлки;(1)
— для высокодебитных скважин эксплуатирующихся по двум отводам ёлки в один трубопровод;
— для скважин с низким пластовым давлением эксплуатирующихся по одному отводу трубной головки;
— для двухобъектных газовых скважин, эксплуатирующихся по одному отводу фонтанной ёлки и одному отводу трубной головки в два шлейфа.
Общая схема манифольда фонтанной арматуры для газовой скважины (на примере высокодебитной) приведена на рисунке 12.
Поставка манифольдов осуществляется отдельными узлами. Запорными устройствами манифольдов служат пробковые литые краны, уплотняемые смазкой ЛЗ-162. В комплекте с манифольдами поставляются регулируемые штуцера, а также в комплект поставки может входить предохранительный клапан с разрывными чугунными пластинами (рабочее давление равное 16 МПа).
Приспособление для смены задвижек под давлением выпускают на рабочее давление Рр равное 21 или 70 МПа. С их помощью осуществляют смену и установку запорных устройств с проходным сечением Ду равным 50 или 65 мм на боковых отводах колонной головки.
Запорные и регулирующие устройства (задвижки и штуцера), входящие в комплект наземного устьевого оборудования скважин также используют на промысловых установках подготовки газа.
Фонтанная арматура, рассчитанная на давление 70,0 МПА, комплектуется быстросменными штуцерами типов ШБА-50-700 и ШБА-65-700. Техническая характеристика быстросменных штуцеров приведена в таблице 4.
Таблица 4. Основные параметры быстросменных штуцеров
Конструкция быстросменного штуцер типа ШБА приведена на рисунке 13. Штуцер состоит из корпуса, в расточку которого вставляются два седла, которые прижимаются к обойме тарельчатыми пружинами. В коническое отверстие обоймы вставляется штуцерная втулка с необходимым диаметром отверстия. Для надежности уплотнения между штуцерной втулкой и обоймой вставляется резиновое кольцо. Боковые седла и обойма прижимаются к корпусу гайкой. Верхнее отверстие, через которое при помощи рым-болта вынимается обойма для смены штуцерной втулки, закрывается крышкой, уплотняемой нажимной гайкой.
Рисунок 13. Штуцер быстросменный ШБА.
Регулируемый штуцер типа ШР 8 предпочтительно устанавливать на вертикальных участках, приведен на рисунке 15, состоит из корпуса, втулок в которые вставлены диски с калиброванными отверстиями из минерало-керамики или твердого сплава ВК-6 и лимбовой шкалы с делениями, показывающими эквивалентный диаметр сечения штуцера. Проходное сечение регулируется поворачиванием в ручную подвижной втулки, которая через вилку связана с головкой, имеющей отверстия под стержень.
Рисунок 15. Регулируемый штуцер ШР-8
Насосно-компрессорные и обсадные трубы
Лифтовые трубы должны обеспечивать проектный дебит при заданных потерях давления на всех этапах эксплуатации скважин, а также проведение промысловых технологических операций при повышенных рабочих давлениях и перепадах давлений в трубном и затрубном пространствах.
Обсадные трубы должны обеспечивать прочность и герметичность колонн – кондуктора, промежуточных, технической и эксплуатационной (см. рисунок 16)
Обсадные трубы нормализованы по ГОСТ 632-89, который распространяется на стальные бесшовные трубы, применяемые для крепления нефтяных и газовых скважин. Обсадные трубы нормализованы по пяти типам:
1. Трубы с короткой треугольной резьбой и муфты к ним диаметром от 114 до 508 мм. Условно этот тип труб обозначается следующим образом – трубы из стали группы прочности Д с условным диаметром 245 мм, с толщиной стенки 10 мм и муфты к ним:
2. Трубы с удлиненной треугольной резьбой и муфты к ним – тип У (условный диаметр от 114 до 245 мм) обозначают следующим образом:
— У- 245 х 10-Д (ГОСТ 632-80 для труб);
— У-245-Д (ГОСТ 632-80 для муфт).
3. Трубы с трапецеидальной резьбой и муфты к ним – тип ОТТМ (условный диаметр от 114 до 340 мм) обозначают следующим образом:
— ОТТМ-245 х 10-Д (ГОСТ 632-80 – для труб);
-ОТТМ-245-Д (ГОСТ 632-80 – для муфт).
4. Трубы с высокогерметичными соединениями и муфты к ним – тип ОТТГ (условий диаметр от 114 до 273 мм) обозначают следующим образом:
— ОТТГ-245-Д (ГОСТ 632-80 – для муфт).
5. Трубы безмуфтовые раструбные – тип – ТБО (условный диаметр от 127мм до 194 мм) обозначают следующим образом (толщина стенки 9 мм):
— ТБО-168 х 9-Д (ГОСТ 632-80) Трубы по точности и качеству выпускают в двух исполнениях (А и Б) из сталей групп прочности Д, К, Е, Л, М, Р, Т.
Трубы и муфты к ним группы прочности К и выше подвергнуты термической и термомеханической обработке. Для труб типа ТБО всех групп прочности эти обработки производят после высадки раструбного конца. Резьба и уплотнительные конические расточки муфт оцинкованы и фосфатированы. Прочностные характеристики обсадных труб и муфт представлены в таблице 3.
Таблица 3.Прочностные свойства сталей для изготовления обсадных труб исполнения А и Б (в скобках)
Расчётное верхнее значение внутреннего гидравлического давления по согласованию с потребителем может быть ограничено давлением в 70 МПа.
При упаковке, транспортировке и хранении труб все резьбовые соединения, упорные торцы и уступы, уплотнительные конические поверхности должны быть покрыты антикоррозионной смазкой и защищены от повреждений специальными предохранительными кольцами и ниппелями.
На муфтовые трубы навинчивают муфты.
Продолжительность испытания труб гидравлическим давлением должно быть не менее 10 с (течи жидкости не должно быть). Наличие дефектов на обсадных трубах определяют исполнения А неразрушающими методами (дефектоскопией) и затем маркируются знаком >. Трубы исполнения Б контролируют по утвержденной инструкции. Ультразвуковые методы контроля осуществляют согласно ГОСТ 17410-78.
Насосно-компрессорные (лифтовые) трубы по точности и качеству производят в двух исполнениях – А и. Б (см. рисунок 17). Трубы нормализованы по ГОСТ 633-80, который распространяется на стальные бесшовные трубы, используемые при эксплуатации нефтяных и газовых скважин, по четырем основным типам.
Рисунок 17. Насосно-компрессорные трубы:
1.Трубы гладкие и муфты к ним (условный диаметр 33 – 114 мм) условно обозначают, например, трубы из стали группы прочности Е, с условным диаметром 60 мм, с толщиной стенки 5 мм и муфты к ним:
— 60 х 5-Е (ГОСТ 633-80) – для труб;
— 60-Е (ГОСТ 633-80 – для муфт).
2. Трубы с высаженными наружу концами и муфты к ним – тип В (условный диаметр 27 – 114 мм) обозначают следующим образом:
— В-60-Е (ГОСТ 633-80 – для муфт).
3. Трубы гладкие высокогерметичные и муфты к ним – тип НКМ (условный диаметр 60 – 114 мм) обозначают следующим образом:
— НКМ-60 х 5-Е ( ГОСТ 633-80 – для труб );
— НКМ-60-Е ( ГОСТ 633-80 – для муфт ).
— НКБ-60 х 5-Е ( ГОСТ 633-80 ).
При обозначении труб и муфт исполнения А после обозначения стандарта ставится буква А.
Трубы гладкие и муфты к ним, трубы высокогерме-тичные и муфты к ним группы прочности К и выше, трубы с высаженными наружу концами и муфты к ним, а также трубы безмуфтовые с высаженными наружу концами всех групп прочности подвергают термической или термомеханической обработке. Резьбы и уплотнительные конические расточки муфт оцинкованы или фосфатированы. Трубы исполнения А по требованию заказчика должны иметь на внутренней поверхности защитное покрытие (противокоррозионное или против отложения парафина). Расчётное верхнее значение внутреннего гидравлического давления по согласованию с заказчиком может быть ограничено 70 МПа. Прочностные характеристики лифтовых труб и муфт к ним представлены в таблице 4.
Резьба, упорные торцы, уступы и уплотнительные конические поверхности труб и муфт защищены от повреждений специальными металлическими кольцами и ниппелями. При упаковке, транспортировке и хранении труб все резьбовые соединения, упорные торцы и уступы, уплотнительные конические поверхности труб и муфт к ним должны быть покрыты антикоррозионной смазкой. На каждую муфтовую трубу навинчена муфта.
Продолжительность испытаний труб гидравлическим давлением не менее 10 с. Появление течи в стенке и резьбе трубы, муфты не должно быть.
Таблица 4. Прочностные свойства сталей для изготовления НКТ исполнения А и Б (в скобках)
Контроль дефектов лифтовых труб исполнения А производится неразрушающими методами. Трубы прошедшие дефектоскопию маркируются знаком >. Контроль труб исполнения Б производят по утвержденной инструкции. Ультразвуковые методы контроля производят по ГОСТ 1 ГОСТ 17140 – 78.
Трубы сварные насосно-компрессорные длинномерные в бунтах выпускают по ТУ 14-3-847-78 для использования:
— в качестве безмуфтовой колонны, по которой транспортируется продукция скважины фонтанным или насосным способом;
— для удаления жидкости с забоя обводняющихся скважин;
— для подачи на забой рабочих жидкостей, применяемых при ремонтах и технологических операциях на скважинах;
— в качестве газопроводов, конденсатопроводов, водопроводов и труб общего назначения.
Спуск и подъём труб в скважине осуществляют путём разматывания или сматывания на барабан с помощью специального агрегата. Трубы после циклических изгибов, связанных с их разматыванием, должны выдерживать внутреннее гидравлическое давление и осевое растягивающее усилие в соответствии с требованиями, предъявляемыми к насосно-компрессорным трубам. Трубы длинномерные в бунтах длиной от 800 до 1500 м изготовляют с условным диаметром 33 – 73 мм (см. таблицу 5).
Таблица 5. Прочностные свойства сталей для изготовления труб
| Свойства | Сталь марки | ||||||
| 5Г | 16Г | 08Г2СФ | 08Г2СФЕ | 17Г2СФ | |||
| Предел текучести, МПа | 2,1 | 2,5 | 2,5 | 2,8 | 3,8 | 3,8 | 3,8 |
| Временное сопротивление разрыву, МПа | 3,0 | 3,6 | 4,2 | 4,6 | 5,0 | 5,0 | 5,5 |
| Относительное удлинение, % |
Предельные отклонения по размерам труб не должны превышать для условного диаметра Ду равного 48,0 мм по наружному диаметру ± 0,4 мм, а для условного диаметра Ду большего 48,0 мм по наружному диаметру ± 0,8 мм и толщине стенки ± 10 %.
Длинномерные трубы в бунтах должны выдерживать максимальное внутреннее гидравлическое давление в зависимости от используемой марки стали (см. таблицу 6).
Для изготовления труб используют горячекатаную листовую сталь в рулонах по ТУ 12-1 2699-79.
Применение длинномерных НКТ в бунтах обеспечивает проведение различных технологических операций без задавки скважины с использованием специального превенторного устройства входящего в комплект поставки спуско-подъёмного агрегата.
Таблица 6. Техническая характеристика длинномерных труб в бунтах (ТУ 14-3-847-78)
| Размеры труб, мм | Масса 1 м трубы, кг | Испытательное гидравлическое давление, МПа, для труб из стали марки | |||||
| условный диаметр | наружный диаметр | толщина стенки | внутренний диаметр | 15Г | 16ГС | 08Г2СФЕ 08Г2СФ | 17Г2СФ |
| 33,5 | 2,8 | 27,9 | 2,12 | ||||
| 3,2 | 27,1 | 2,39 | |||||
| 3,5 | 26,5 | 2,59 | |||||
| 3,0 | 36,3 | 2,91 | |||||
| 42,3 | 3,5 | 35,3 | 3,35 | ||||
| 4,0 | 34,3 | 3,78 | |||||
| 3,2 | 41,6 | 3,53 | |||||
| 48,0 | 3,5 | 441,0 | 3,84 | ||||
| 4,0 | 40,0 | 4,34 | |||||
| 3,5 | 53,0 | 4,88 | |||||
| 60,0 | 4,5 | 51,0 | 6,16 | ||||
| 5,0 | 50,0 | 6,78 | |||||
| 4,0 | 65,0 | 6,81 | |||||
| 73,0 | 4,5 | 64,0 | 7,60 | ||||
| 5,0 | 63,0 | 8,38 |
Выбор диаметров эксплуатационных колонн и фонтанных труб
При определении диаметров применяемых обсадных колонн исходят из выбранного диаметра эксплуатационной колонны, который рассчитывают с учётом условий максимального использования пластовой энергии, оптимизации технологии добычи, обеспечения полного извлечения компонентов пластовых флюидов, возможности проведения геофизических исследований при минимальных капиталовложениях в разработку месторождения. В разведочных скважинах (поискового характера) этот диаметр определяют с учётом условий получения полной геологической информации по керновому материалу, данных геофизических и гидродинамических исследований и испытателей пластов.
Диаметры эксплуатационных колонн нагнетательных и добывающих скважин должны быть рассчитаны на эксплуатационные нагрузки, которые возникают в процессе освоения, нагнетания рабочего агента или отбора пластового флюида.
При выборе диаметра и компоновки обсадных труб по прочности следует исходить из анализа факторов, которые вызывают максимальные избыточные наружные и внутренние давления. Герметические и прочностные характеристики обсадных колонн должны обеспечивать надежную герметизацию и сохранение целостности ствола при возникновении любой возможной ситуации взаимодействия с пластовыми флюидами с учетом температурных напряжений.
Прочностные характеристики обсадных труб определяют с учетом возникновения максимальных внутренних давлений герметизированной скважины. Кроме того, учитывают условия, отвечающие минимальному снижению внутреннего давления, и растягивающие нагрузки от собственного веса.
Максимальные внутренние и наружные давления зависят от физических характеристик поступившего флюида, его пластовых характеристик и устьевого противодавления. На газовых скважинах возникают наиболее жесткие условия. Это объясняется тем, что давление газа на устье в герметизированной скважине по своим значениям близко к пластовому, а на поздних стадиях разработки месторождения или при определенных обстоятельствах (открытый выброс, закрытие клапанов подземного оборудования) приближается к атмосферному. Последнее обстоятельство соответствует возникновению наибольших перепадов давлений, действующих на обсадную колонну.
Материал обсадных колонн должен обеспечивать стабильность (или незначительные изменения) прочностных характеристик при воздействии тепловых полей и агрессивных компонентов (H2S, CO2).
В настоящее время предложено несколько методик выбора диаметров эксплуатационных колонн газовых скважин, которые основываются на следующих принципах:
— максимальное использование пластовой энергии, обеспечение полного извлечения всех полезных компонентов пластовых флюидов;
— оптимизация технологии добычи;
— минимальные капиталовложения в разработку месторождения.
При рассмотрении вопроса оптимизации конструкции скважины следует учитывать конкретные криологические и теплофизические условия месторождения для исключения образования гидратов и пробок.
Дебит скважины при прочих равных условиях зависит от диаметра скважины, вскрывающей продуктивный пласт. Однако увеличение диаметра должно иметь очень веское обоснование, так как при выигрыше в экономии пластовой энергии капиталовложения в строительство таких скважин возрастают, а надежность снижается.