Оборудование нефтяной скважины

Оборудование нефтяной скважины | СНК

Оборудование нефтяной скважины – бурение, сопровождающееся разрушением горных пород, располагающихся на больших глубинах Оно представляет собой цикл сложных и достаточно трудоёмких организационных и технических этапов, где принимают участие специалисты и рабочие разного рода профессий.

При оборудовании нефтяной скважины освобождают местность от плодородного слоя почвы, и транспортируют спецтехникой на повышенную часть с целью сохранности от загрязнений и наездов. На пониженной части роются земляные амбары, куда перевозится уже отработанный глинистый раствор, а также буровые сточные воды. Обваловывается данный участок неплодородным слоем грунта, который вынут при планировке участка и рытье земляных амбаров.

Оборудование нефтяных скважин включает в себя:

• подготовка к работе;
• установление вышки, оборудования;
• подготовка к процессу бурения;
• бурение;
• укрепление обсадными трубами скважины, и её тампонаж;
• раскрытие пласта для испытания на приток газа и нефти.

В ходе работ по подготовке к оборудованию нефтяных скважин выбирается место для установления буровой, прокладывается подъездная дорога, подводится системы водоснабжения, электроснабжения, связи. В случае неровного рельефа, планируется площадка.

Монтаж оборудования и вышки производят в соответствии со схемой их размещения, которая принята для данных условий. Оборудование размещается таким образом, чтобы была обеспечена безопасность в работе, удобство в эксплуатации, минимизацией стоимости строительно-монтажных работа, а также компактностью в расположении необходимых элементов буровой.

Технология сборки буровых установок:

• поагрегатный – сбор установки из отдельных агрегатов, который доставляется железнодорожным, автомобильным, либо воздушным транспортом
• мелкоблочный – сбор установки из 16-20 небольших блоков (оснований), на которых смонтированы по одному или нескольких узлов установки
• крупноблочный – сбор установки из 2-4 блоков, которые объединяют несколько узлов буровой и агрегатов.

При положительных результатах после проведённых работ, в скважину опускают колонну обсадных труб, а свободный промежуток между ними и стенками скважины заполняют цементом. Это позволяет укрепить ствол, и изолировать водоносные пласты от нефтеносных и газоносных.

Устья скважин оборудуются после выявления в заколонном пространстве высоты подъёма цементного раствора. На колонной головке, которая также герметизирует затрубное пространство, подвешивают обсадные трубы.

- Глушение скважин

snkoil.com

Оборудование для нефтяных скважин | СНК

Выбор модели эксплуатации для конкретной нефтяной скважины, прежде всего, зависит от предполагаемого способа её использования.

Сегодня наибольшее распространение имеют схемы, использующие фонтанный (за счёт естественной пластовой нефтяной энергии), насосный и газлифтный (за счёт энергии газа под избыточным давлением) способы, последний бывает компрессорным и бескомпрессорным.

Газлифтная эксплуатация нефтяной скважины имеет как преимущества, обуславливающие упрощение конструкции, обслуживания и ремонта, так и отдельные недостатки, в основном экономического характера.

Оборудование нефтяной скважины предполагает проведение комплекса бурильных, сложных и трудоёмких работ, связанных с разрушением горных пород, зачастую на значительной глубине.

Технология сборки буровых установок подразделяется на поагрегатную, мелкоблочную и крупноблочную. Правильно проведенные мероприятия обеспечивают как укрепление ствола скважины, так качественную изоляцию водоносных пластов от нефте- и газоносных.

Комплекс составляющих для бурения нефтяных скважин обеспечивает соответствующую корреляцию инженерных характеристик и эксплуатационных параметров с целью гарантирования высокого качества выполнения операций строительства скважин.

Современное оборудование для бурения нефтяных скажин слагается из комплекса бурового оборудования, буровых сооружений, оборудования для механизации сложнейших работ, оборудования для регенерации бурового раствора, манифольда (дроссельно-запорное устро йство, нагнетательная линия и буровой рукав), устройства для согрева блоков буровой установки.

В зависимости от особенностей геологических характеристик пород осваиваемых участков применяются шнековые, ударно-канатные и / или вращательные установки, а так же станки «Эмпайр».

snkoil.com

Оборудование для бурения нефтяных скважин

Оборудование для бурения нефтяных скважин используется для выполнения вращательного бурения, имеет взаимосвязанные инженерные параметры, а так же эксплуатационные функции. Центральным звеном подобного бурового комплекса выступает буровая установка, которая представляет собой комплекс из буровых машин, оборудования и механизмов, которые смонтированы в точке бурения, обеспечивающий автономное выполнение операций непосредственно в строительстве скважин.

Современное оборудование для бурения нефтяных скважин состоит из следующих составных частей:

• буровое оборудование, состоящее из талевого механизма, насоса, лебёдки буровой, вертлюга, силового привода, ротора и пр.;
• буровые сооружения, состоящие из вышки, основания, сборно-разборного каркасно-панельного укрытия, стеллажей и приёмных мостиков;
• оборудование для механизации сложнейших работ, состоящее из pегулятopаподaчи долота, механизмов автоматизации cпуcкo-пoдъёмныx oпeраций, автоматического ключа бурового, пневматического клинового захвата для труб, вспомогательной лебёдки, пнeвмopаскpепитeля, пульта для контроля бурения, крана для ремонтных работ, поста управления;
• оборудование для регенерации бурового раствора, заготовки, очищению, состоящее из блока приготовления, песко- и илоотделителя, вибросита, ёмкостей для воды, подпорных насосов, химических реагентов и бурового раствора;
• манифольд, состоящий из дроссельно-запорного устройства, нагнетательной линии, бурового рукава;
• устройство для согрева блоков буровой установки, состоящее из тепло генератора, отопительных радиаторов, а также коммуникаций для разводки теплоносителя.

В тех местах, где осваиваемые участки перекрыты значительной осадочной толщей или твёрдыми породами, оборудование, предназначенное для бурения нефтяных скважин, состоит из следующих установок:

• шнековые (бурение мягких грунтов)
• ударно-канатные (разведочное бурение - редко применятся)
• вращательные (использование в непродуктивных отложениях)
• станки «Эмпайр» (бурение рыхлых отложений)

Основным параметром спецификации буровых установок является грузоподъёмность, определяющая конструкцию и характеристику бурового и энергетического оборудования, который входит в установку. Грузоподъёмность оборудования для бурения нефтяных скважин зависит от конструкции самой скважины, от тех нагрузок, которые возникают при подъёме / спуске обсадных колонн и бурильной.

Параметры буровых установок:

• номинальная грузоподъёмность – характеризуется длительностью эксплуатации оборудования,
• максимальная грузоподъёмность – характеризуется кратковременными перегрузками оборудования.

snkoil.com

Нефтяные скважины – устьевое оборудование

Устьевое оборудование – оборудование устанавливаемое для поддержания контроля скважины на поверхности и предотвращения от выброса скважинного флюида и его утечки. Давление в скважине является определяющим пунктом, по которому выбирают устьевое оборудование.

Фактор давления

Это варьируется от простой компоновки для поддержки насосно-компрессорных труб вместе с дебитом до устьевого оборудования высокого давления для поддержания контроля над пластовым давлением. Давления в таких резервуарах обычно достаточно для фонтанной эксплуатации. Тем не менее, давление в пласте со временем уменьшается, некоторые виды искусственного подъема обычно применяются для доставки нефти на поверхность.
Устьевое оборудование является основным в фонтанирующих скважинах, они ограничены некоторым количеством клапанов или фонтанной арматурой, и обслуживаемой площадью размером 15 футов * 15 футов * 50 футов * 50 футов вокруг устья. Рабочая площадь так же может включать маленький (1*2*3) газовый насос и «guy line» якоря для работы объектов для внутреннего ремонта скважин. Химические насосы используют для закачки разрушающих эмульсий, антикоррозионные ингибиторы, или же парафиновые растворители.

Ввод скважины в эксплуатацию

Когда скважина готова начальное давление в пласте движет флюид на поверхность. Спустя некоторое время эксплуатации скважины давление в пласте уменьшается, и некоторые виды искусственного подъема используются для транспорта флюида на поверхность. Наиболее применяемый метод искусственного подъема является всасывающий насос, центрифужный насос, гидравлический насос и газлифт. Все насосные системы требуют определенного вида оборудования на поверхности и энергетических установок. Все энергетические установки работают шумно; тем не менее весь этот диапазон от беззвучного для электрических моторов и до высоких шумов для одноцилиндровых газовых двигателей.

Всасывающий стержневой (лучевой) насос

Насосное оборудование наиболее наглядное и узнаваемое оборудование в пределах нефтяного месторождения. Насосные установки варьируются в размерах от 4 футов до 25 футов в высоту и зависят от глубины скважины. Принцип всасывающего стержневого насоса схож с наиболее распространенными ручными насосами, используемые для подачи воды. Серия стержней и клапанов посылают вверх и вниз через «stuffing box» в скважине для подъема нефти на поверхность. Такого рода блок предотвращает нефтяные утечки на устье. Неправильная установка в этом блоке является первоочередной причиной пролива нефти. Стержни соединяются с поршневой деталью или же «насосным гнездом». Наземное насосное оборудование обычно питается электрическими моторами; тем не менее двигатели внутреннего сгорания используются когда использование электрических двигателей нецелесообразно. Одноцилиндровые двигатели эксплуатируются с высоким шумовым уровнем, а многоцилиндровые и электрические двигатели эксплуатируются с малым уровнем шума.

Центрифужные насосы

Центрифужные погружные скважинные нефтяные насосы состоят из 25 – 300 электрических маленьких насосов, расположенных внутри обсадной колонны. Центрифужные насосы требуют немного оборудования на дневной поверхности и производят минимальный уровень шума на поверхности. Оборудование на поверхности включает в себя комнату по включению\ выключению и контролю, катушка с кабелем, используемым как передача электричества насосу и линию электроснабжения.

Гидравлические насосы

Насосное оборудование гидравлической системы расположено внутри скважины и приводится в действие нефтью под высоким давлением. Оборудование требуемое на поверхности включает хранилище для рабочей нефти, насос для подачи нефти под давлением, электрический или внутреннего сгорания двигатели, клапана для регулирования силы подачи нефти, гидравлический насос и нефтяные скважины (см. Скважинная интенсификация). Полная рабочая площадь, используемая для такого рода насоса может быть больше чем для остальных насосных систем, если центральная энергетическая система и дополнительные линии подачи нефти высокого давления используются для подачи мощности нефти от насоса к устью. Уровень шума проявляется на поверхности и зависит от вида двигателя, используемого для питания нефтяного насоса – электрический или внутреннего сгорания.

Газовые скважины

Большинство газовых скважин работают в режиме свободного газа, в большинстве случаев, нет необходимости применять насосы. Поверхность при режиме свободного газа ограничена 20 футов*20 футов. Вода может закачиваться в газовые скважины и перекрывать газовый поток. Затем может быть установлен насос для откачки этой воды. Некоторые газовые скважины имеют необходимость периодической закачки воды в скважину. Оборудование на устье рядовой газовой скважины похоже на оборудование нефтяной скважины, например фонтанной арматуры. Остальное оборудование может зависеть от качества газа и расположения измерительного оборудования. Дополнительное оборудование включает сепаратор, водоотделитель, замерный блок и компрессор.

Системы сбора скважинной продукции

Сырая нефть транспортируется в трубопроводах малого диаметра называемых выкидные линии от скважины до оборудования подготовки, и далее транспортируется в резервуар. Выкидные линии обычно изготовлены из 2-4 дюймовой стальной трубы. Выкидные линии могут быть под землей и расположены над землёй. Подземные трубопроводы — это тяжелая работа при использовании таковых. Установка выкидных линий схожа с установками трубопроводов малого диаметра. В основном, нижний уровень изготавливают для доступа передвижных составов, рытье канав, и заглубление выкидных линий. Выкидные линии часто устанавливаются в или рядом с дорожным полотном, которое ведет к ослаблению и нарушению поверхности, что облегчает установку. В горных странах, выкидные линии могут устанавливаться на поверхности для уменьшения эрозии. После сбора нефти с месторождения, её подготовки, измерения и испытаний, она будет транспортироваться с пунктов сбора трубопроводами и грузовиками на продажу. Натуральный газ продается и транспортируется только после заключения договора с потребителем. Если процесс и состояние перемещать жидкие углеводороды, связанный газ и воду, газ может быть перемещен в центральную точку сбора и оборудование для подготовки должно стоять на выкидных линиях для дальнейшей реализации.

Системы сбора газа могут включать оборудование для конденсации и усовершенствования газа, сжимание газа до жидкого состояния для перекачки по трубопроводу, контроль, измерение и запись этого потока.

promdevelop.ru

Оборудование устья скважин

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

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

На устье скважин (рис. 7.22) монтируются колонная головка (ГК) и фонтанная арматура (ФА), состоящая в свою очередь из трубной головки (ГТ) и фонтанной елки (Е). Колонная головка предназначена для соединения верхних концов обсадных колонн (кондуктора, технических и обсадных труб), герметизации межтрубных пространств и служит опорой для фонтанной арматуры. Трубная головка служит для обвязки одного или двух рядов фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами, а также для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины. Обычно трубная головка представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами и трубной подвеской. Боковые отводы 8 позволяют закачивать в межтрубное пространство воду и глинистый раствор при глушении скважины, ингибиторы гидратообразования и коррозии, измерять затрубное давление (манометром 7), а также отбирать газ из него. Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке. Фонтанная елка предназначена для управления потоком продукции скважины и регулирования его параметров, а также для установки манометров, термометров и приспособлений, служащих для спуска и подъема глубинных приборов. Елка состоит из вертикального ствола и боковых отводов-выкидов (струн). На каждом отводе устанавливают по две задвижки: рабочую 16 и резервную (ближайшую к стволу) 14. На стволе установлены коренная (главная, центральная) 11 и буферная 18 задвижки. На отводах имеются «карманы» для термометров и штуцеры для манометров 15, а также для регулирования расхода 17. Ствол заканчивается буфером с манометром 19.

Рис. 7.22. Схема оборудования устья скважины крестовой арматурой: ГК - головка колонная; ГТ - головка трубная; Е - елка; ФА- фонтанная арматура;

1-кондуктор; 2 - эксплуатационная колонна; 3- фонтанная колонна; 4 -манометр межколонный; 5 - отвод от межколонного пространства; 6-задвижка ручного привода; 7 - манометр затрубный; 8 - отвод от затрубья; 9 - линия задавочная: 10-подвеска фонтанных тру б; 11-коренная задвижка; 12-задвижка с пневмоприводом; 13-крестовина; 14-задвижка резервная; 15-катушка КПП; 16-задвижка рабочая; 17 - штуцер регулируемый; 18-задвижка буферная; 19 - буфер и буферный манометр; 20- блок пневмоуправления; 21 - прискважинная установка (система) для подачи в затрубье ингибиторов и ПАВ; 22 - отвод рабочий: 23- шлейф; 24- задвижки факельной линии; 25 - амбар земляной

Фонтанные елки по конструкции делятся на крестовые и трой-никовые. В состав ствола крестовой елки входит крестовина 13, к которой и крепятся отводы-выкиды. Каждый из них может быть рабочим. Тогда второй является резервным. В конструкцию ствола тройниковой елки (рис. 7.23) входят тройники 3, 13, к которым присоединяются выкидные линии - верхняя, которая является рабочей и нижняя, являющаяся резервной. Такое распределение «ролей» связано с тем, что тройниковая арматура, как правило, применяется в скважинах, в продукции которых содержится песок или ил. При абразивном разрушении верхнего тройника скважина может быть переведена на работу через нижний отвод. Для этого закрывается задвижка (или кран),,расположенная между тройниками; верхний тройник и отвод в это время подвергаются ремонту. Ремонт крестовой арматуры значительно более затруднен. В то же время крестовая арматура компактнее, имеет меньшую высоту, ее проще обслуживать.

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

Манифольд - система труб и отводов с задвижками или кранами - служит для соединения фонтанной арматуры с трубопроводом, по которому продукция скважины поступает на групповую замерную установку (ГЗУ). Простейшая схема манифольда крестовой фонтанной арматуры показана на рис. 7.24. Она предусматривает наличие двух практически идентичных обвязок (рабочая и резервная), в каждой из которых есть регулируемый штуцер 1, вентили 2 для отбора проб жидкости и газа, запорное устройство 3 для сброса продукции на факел или в земляной амбар и предохранительный клапан 6. Элементы схемы собираются в одно целое с помощью фланцевых соединений 7. Узлы, очерченные четырехугольниками (№№ 1, 2, 3), собираются на заводе.

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

Рис. 7.23. Фонтанная арматура тройннковая:

1 - крестовик; 2,4 - переводные втулки; 3 - тройник; 5 - переводная

катушка; 6 - центральная задвижка; 7 - задвижки; 8 - штуцеры;

9 - буферная заглушка; 10 - манометр; 11 - промежуточная задвижка;

12 - задвижка; 13 - тройники; 14 - буферная задвижка

Рис. 7.24. Схема обвязки крестовой фонтанной арматуры:

1 - регулируемый штуцер; 2 - вентили; 3 - запорное устройство для сброса продукции на факел или в земляной амбар; 4 - тройник; 5 - крестовина; 6 - предохранительный клапан; 7 - фланцевое

соединение; ГЗУ - групповая замерная установка

Рис. 7.26 Станок-качалка типа СКД:

1 - подвеска устьевого штока; 2 - балансир с опорой; 3 - стойка;

4 - шатун; 5 - кривошип; 6 - редуктор; 7 - ведомый шкив;

8 - ремень; 9 - электродвигатель; 10 - ведущий шкив;

11 - ограждение; 12 - поворотная плита; 13 - рама;

14 - противовес; 15 - траверса,! 6 - тормоз

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

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

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

Станки-качалки выпускаются в двух исполнениях: СК и СКД, различающихся рядом конструктивных деталей. В шифре их типоразмера указываются важнейшие характеристики привода насоса. Например, обозначение СКЗ-1,2-630 означает: СК - вариант исполнения; 3 - грузоподъемность в тоннах; 1,2 - максимальная длина хода головки балансира в метрах; 630 - наибольший крутящий момент на валу редуктора в кг • м. Сведения о типоразмерах станков-качалок приведены в табл. 7.5.

Таблица 7.5 Основные характеристики станков-качалок

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

1 - крестовина; 2 - разъёмный корпус; 3 - резиновый уплотнитель;

4 - кабель; 5 - эксцентричная планшайба; 6 - выкидная линия;

7 - обратный клапан; 8, 9 - задвижка; 10,11 - манометр

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

Одновременная раздельная эксплуатация нескольких пластов одной скважиной

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

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

Принципиальные схемы ОРЭ приведены на рис. 7.28 (насосное оборудование, фильтры, якори условно не показаны). При одновременной эксплуатации двух пластов с одним пакером (рис. 7.28 а) продукция нижнего пласта отводится на подъемной трубе, нижнего - по межтрубному пространству. В случае одновременной эксплуатации трех пластов с двумя пакерами (рис. 7.28 б) используются две подъемные трубы, а с тремя пакерами (рис. 7.28 в) - три трубы. Раздельная эксплуатация трех пластов одновременно возможна только в наиболее простых случаях и поэтому применяется очень редко.

Рис. 7.28. Принципиальные схемы ОРЭ:

а) - эксплуатация двух пластов с одним пакером;

б) - эксплуатация трех пластов с двумя пакерами;

в) - эксплуатация трех пластов с тремя пакерами

Продукция разных пластов доставляется на поверхность раздельно, что позволяет не смешивать разносортные (например, высокосернистые и малосернистые) нефти. Более того, одновременно можно добывать из одного пласта нефть, а из другого - газ. Различными могут быть и способы эксплуатации разных пластов. Согласно принятой терминологии принято для краткости именовать ту или иную технологическую схему совместной эксплуатации названием способа эксплуатации сначала нижнего, а затем верхнего пласта. Например, схема насос-фонтан означает, что нижний пласт эксплуатируется насосным способом, а верхний - фонтанным.

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

studfile.net

Оборудование устья скважин

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

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

На устье скважин (рис. 7.22) монтируются колонная головка (ГК) и фонтанная арматура (ФА), состоящая в свою очередь из трубной головки (ГТ) и фонтанной елки (Е). Колонная головка предназначена для соединения верхних концов обсадных колонн (кондуктора, технических и обсадных труб), герметизации межтрубных пространств и служит опорой для фонтанной арматуры. Трубная головка служит для обвязки одного или двух рядов фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами, а также для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины. Обычно трубная головка представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами и трубной подвеской. Боковые отводы 8 позволяют закачивать в межтрубное пространство воду и глинистый раствор при глушении скважины, ингибиторы гидратообразования и коррозии, измерять затрубное давление (манометром 7), а также отбирать газ из него. Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке. Фонтанная елка предназначена для управления потоком продукции скважины и регулирования его параметров, а также для установки манометров, термометров и приспособлений, служащих для спуска и подъема глубинных приборов. Елка состоит из вертикального ствола и боковых отводов-выкидов (струн). На каждом отводе устанавливают по две задвижки: рабочую 16 и резервную (ближайшую к стволу) 14. На стволе установлены коренная (главная, центральная) 11 и буферная 18 задвижки. На отводах имеются «карманы» для термометров и штуцеры для манометров 15, а также для регулирования расхода 17. Ствол заканчивается буфером с манометром 19.

Рис. 7.22. Схема оборудования устья скважины крестовой арматурой: ГК - головка колонная; ГТ - головка трубная; Е - елка; ФА- фонтанная арматура;

1-кондуктор; 2 - эксплуатационная колонна; 3- фонтанная колонна; 4 -манометр межколонный; 5 - отвод от межколонного пространства; 6-задвижка ручного привода; 7 - манометр затрубный; 8 - отвод от затрубья; 9 - линия задавочная: 10-подвеска фонтанных тру б; 11-коренная задвижка; 12-задвижка с пневмоприводом; 13-крестовина; 14-задвижка резервная; 15-катушка КПП; 16-задвижка рабочая; 17 - штуцер регулируемый; 18-задвижка буферная; 19 - буфер и буферный манометр; 20- блок пневмоуправления; 21 - прискважинная установка (система) для подачи в затрубье ингибиторов и ПАВ; 22 - отвод рабочий: 23- шлейф; 24- задвижки факельной линии; 25 - амбар земляной

Фонтанные елки по конструкции делятся на крестовые и трой-никовые. В состав ствола крестовой елки входит крестовина 13, к которой и крепятся отводы-выкиды. Каждый из них может быть рабочим. Тогда второй является резервным. В конструкцию ствола тройниковой елки (рис. 7.23) входят тройники 3, 13, к которым присоединяются выкидные линии - верхняя, которая является рабочей и нижняя, являющаяся резервной. Такое распределение «ролей» связано с тем, что тройниковая арматура, как правило, применяется в скважинах, в продукции которых содержится песок или ил. При абразивном разрушении верхнего тройника скважина может быть переведена на работу через нижний отвод. Для этого закрывается задвижка (или кран),,расположенная между тройниками; верхний тройник и отвод в это время подвергаются ремонту. Ремонт крестовой арматуры значительно более затруднен. В то же время крестовая арматура компактнее, имеет меньшую высоту, ее проще обслуживать.

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

Манифольд - система труб и отводов с задвижками или кранами - служит для соединения фонтанной арматуры с трубопроводом, по которому продукция скважины поступает на групповую замерную установку (ГЗУ). Простейшая схема манифольда крестовой фонтанной арматуры показана на рис. 7.24. Она предусматривает наличие двух практически идентичных обвязок (рабочая и резервная), в каждой из которых есть регулируемый штуцер 1, вентили 2 для отбора проб жидкости и газа, запорное устройство 3 для сброса продукции на факел или в земляной амбар и предохранительный клапан 6. Элементы схемы собираются в одно целое с помощью фланцевых соединений 7. Узлы, очерченные четырехугольниками (№№ 1, 2, 3), собираются на заводе.

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

Рис. 7.23. Фонтанная арматура тройннковая:

1 - крестовик; 2,4 - переводные втулки; 3 - тройник; 5 - переводная

катушка; 6 - центральная задвижка; 7 - задвижки; 8 - штуцеры;

9 - буферная заглушка; 10 - манометр; 11 - промежуточная задвижка;

12 - задвижка; 13 - тройники; 14 - буферная задвижка

Рис. 7.24. Схема обвязки крестовой фонтанной арматуры:

1 - регулируемый штуцер; 2 - вентили; 3 - запорное устройство для сброса продукции на факел или в земляной амбар; 4 - тройник; 5 - крестовина; 6 - предохранительный клапан; 7 - фланцевое

соединение; ГЗУ - групповая замерная установка

Рис. 7.26 Станок-качалка типа СКД:

1 - подвеска устьевого штока; 2 - балансир с опорой; 3 - стойка;

4 - шатун; 5 - кривошип; 6 - редуктор; 7 - ведомый шкив;

8 - ремень; 9 - электродвигатель; 10 - ведущий шкив;

11 - ограждение; 12 - поворотная плита; 13 - рама;

14 - противовес; 15 - траверса,! 6 - тормоз

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

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

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

Станки-качалки выпускаются в двух исполнениях: СК и СКД, различающихся рядом конструктивных деталей. В шифре их типоразмера указываются важнейшие характеристики привода насоса. Например, обозначение СКЗ-1,2-630 означает: СК - вариант исполнения; 3 - грузоподъемность в тоннах; 1,2 - максимальная длина хода головки балансира в метрах; 630 - наибольший крутящий момент на валу редуктора в кг • м. Сведения о типоразмерах станков-качалок приведены в табл. 7.5.

Таблица 7.5 Основные характеристики станков-качалок

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

1 - крестовина; 2 - разъёмный корпус; 3 - резиновый уплотнитель;

4 - кабель; 5 - эксцентричная планшайба; 6 - выкидная линия;

7 - обратный клапан; 8, 9 - задвижка; 10,11 - манометр

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

Одновременная раздельная эксплуатация нескольких пластов одной скважиной

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

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

Принципиальные схемы ОРЭ приведены на рис. 7.28 (насосное оборудование, фильтры, якори условно не показаны). При одновременной эксплуатации двух пластов с одним пакером (рис. 7.28 а) продукция нижнего пласта отводится на подъемной трубе, нижнего - по межтрубному пространству. В случае одновременной эксплуатации трех пластов с двумя пакерами (рис. 7.28 б) используются две подъемные трубы, а с тремя пакерами (рис. 7.28 в) - три трубы. Раздельная эксплуатация трех пластов одновременно возможна только в наиболее простых случаях и поэтому применяется очень редко.

Рис. 7.28. Принципиальные схемы ОРЭ:

а) - эксплуатация двух пластов с одним пакером;

б) - эксплуатация трех пластов с двумя пакерами;

в) - эксплуатация трех пластов с тремя пакерами

Продукция разных пластов доставляется на поверхность раздельно, что позволяет не смешивать разносортные (например, высокосернистые и малосернистые) нефти. Более того, одновременно можно добывать из одного пласта нефть, а из другого - газ. Различными могут быть и способы эксплуатации разных пластов. Согласно принятой терминологии принято для краткости именовать ту или иную технологическую схему совместной эксплуатации названием способа эксплуатации сначала нижнего, а затем верхнего пласта. Например, схема насос-фонтан означает, что нижний пласт эксплуатируется насосным способом, а верхний - фонтанным.

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

studfile.net

Смотрите также

• 
  Как увеличить напор воды в частном доме из скважины
• 
  Направленного бурения компании
• 
  Бурение скважин пхг
• 
  Полный химический анализ воды из скважины
• 
  Зао удмуртнефть бурение
• 
  Почему закрыли кольскую сверхглубокую скважину
• 
  Размеры долот при бурении скважин таблица
• 
  Приемистость формула нагнетательных скважин
• 
  Скважины подземного выщелачивания
• 
  Приемка в эксплуатацию скважины
• 
  Для скважины станция