8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Штуцер в скважине это


РЕГУЛИРОВАНИЕ РАБОТЫ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН — Студопедия

После пуска фонтанной скважины в эксплуатацию принимают меры по обеспечению длительного и бесперебойного фонтаниро­вания ее и наиболее рациональному расходованию пластовой энергии.

Правильная эксплуатация фонтанной скважины заключается в том, чтобы обеспечить оптимальный дебит при возможно меньшем газовом факторе. Кроме того, на месторождениях, где продуктив­ные пласты сложены из песков, при фонтанировании необходима поддерживать такие скорости струи жидкости, чтобы песок не ме­шал нормальной работе скважины, т. е. чтобы поступление песка в нее было наименьшим.

В процессе фонтанирования необходимо также регулировать со­отношение нефти и воды в продукции скважины, когда она начинает обводняться в результате прорыва контурных или подошвенных вод.

Для обеспечения длительного и бесперебойного фонтанирова­ния в большинстве случаев приходится ограничивать дебит скважин.

Величину дебита скважины регулируют созданием противодав­ления на ее устье при помощи штуцера (металлической втулки с небольшим отверстием), устанавливаемого в выкидной линии. Зна­чительно реже противодавление создают путем поддержания вы­сокого давления в газосепарационной установке, куда поступает газонефтяная смесь из скважины.

Большое распространение в зарубежной практике получили быстросменяемые и быстрорегулируемые забойные штуцеры, ко­торые устанавливаются в фонтанных трубах на любой глубине

Рис. 64. Устьевой


штуцер со сменной

втулкой.

1 — стальной корпус;

2 — втулка; 3 — патру­
бок; 4 — катушка; 5 —
металлическая прок­
ладка.

-1000'

н удерживаются при помощи специальных пакеров. Сменяют такие штуцеры без извлечения труб из скважин. Для спуска и подъема забойных штуцеров применяют специальный спуско-подъемный ин­струмент, спускаемый на стальном канате.

Устьевые штуцеры применяют различных конструкций в зави­симости от характеристики скважины. Диаметр штуцера подбирают опытным путем, в зависимости от заданного режима работы сква­жины он может быть от 3 до 15 мм и выше.

В тех скважинах, где наблюдается вынос из пласта песка вместе с нефтью, применяются штуцеры, способные длительное время про­тивостоять истирающему действию песка. Такой штуцер представ­ляет собой массивную цилиндрическую втулку с отверстием в сере­дине и буртиком на одной стороне (рис. 64). Штуцер устанавли­вается после боковой задвижки фонтанной арматуры, между флан­цевыми соединениями обвязки. Чтобы облегчить замену и установку штуцера, непосредственно за ним в обвязке монтируется штуцерный патрубок длиной 1—1,2 м.


Когда нужно заменить штуцер, шпильки во фланцах штуцерного патрубка вынимают, но при этом оставляют по одной шпильке на каждом фланце в совпадающих отверстиях. Затем фланцевое соеди-

нение, где находится штуцер, раздвигают и патрубок поворачивают вокруг оставленных шпилек на 180°. После извлечения штуцера из патрубка и установки нового ставят патрубок на место, обращая особое внимание на состояние прокладок и их положение во флан­цах.

Штуцерный патрубок изготовляют из толстостенной бурильной трубы, так как вследствие расширения газонефтяной струи за шту­цером и высокой скорости потока стенки штуцера быстро истираются

Рис. 65. Быстросмен­ный штуцер для сква­жин, не имеющих в нефти песка.

песком. По мере износа штуцерного патрубка его заменяют, уста­навливая заранее подготовленный патрубок таких же размеров.

Для продления срока службы штуцера его часто делают комби­нированным, вставляя в центральную часть коническую втулку из твердого сплава или из качественной термически обработанной стали. С этой же целью, особенно при высоком буферном давлении, при­меняют ступенчатые штуцеры, которые представляют собой два или три последовательно установленных штуцера с постепенно умень­шающимися диаметрами отверстия.

На месторождениях, где добывается нефть без песка, приме­няются более простые штуцеры, представляющие собой диск тол­щиной 7—10 мм, в центральной части которого имеется отверстие с резьбой, куда завинчивается штуцерная втулка. Передний торец втулки (считая по ходу движения струи) имеет глубокую коническую фаску, которая исключает возможность засорения отверстия пара­фином. Такой штуцер можно устанавливать в любом фланцевом соеди­нении обвязки фонтанной арматуры.

Применяются также быстросменные штуцеры подобного типа, замена и проверка которых выполняются без разборки и ослабле­ния фланцевого соединения.


Цилиндрический корпус 1 быстросменного штуцера (рис. 65) имеет в центре сквозное отверстие для прохода газонефтяной смеси. Во внутреннюю полость корпуса с небольшим зазором устанавли­вается тонкий штуцерный диск 3, имеющий сменный штуцер-вкла­дыш 2. Размеры диска и внутренней полости корпуса подобраны так, что отверстие штуцера располагается точно по центру корпуса. Сбоку в корпусе имеется прямоугольное окно, через которое уста­навливается штуцерный диск. Окно за­крывается крышкой 5 и закрепляется двумя гайками-барашками. Уплотнение крышки выполняется в виде прокладки из паронита или прорезиненного ремня 4. Для удобства извлечения и установки штуцерного диска на нем закреплен про­волочный крючок. Между фланцами и кор­пусом штуцера находится уплотнительная прокладка из паронита толщиной 3—5 мм. На рис. 66 показан регулируемый штуцер. В этом штуцере фонтанная струя меняет свое направление на 90°. Чтобы изменить проходное сечение в штуцере, иглу-наконечник 3 приближают к втулке 2 или отдаляют от нее путем вращения махо­вика 6. Величину открытия штуцера пока­зывает стрелка на указателе. Регулируе­мые штуцеры можно применять только для скважин с весьма малым содержанием песка в фонтанной продукции.

Рис. 66. Регулируемый штуцер. 1 — корпус; 2 — втулка шту­цера; з — игла-наконечник; 4 — шток; 5 — стойка; 6 — маховик.

При замене штуцера выкидная линия, в которой заменяется штуцер, должна пол­ностью отключаться, а скважина перево­диться на работу по второй (запасной) линии. При отключении выкидной линии сначала закрывают боковую задвижку фонтанной арматуры, а затем задвижку

со стороны газосепараторной установки. После этого снижают давление в линии до атмосферного, а газонефтяную смесь выпус­кают через вентиль, предназначенный для отбора проб, в ведро или другую емкость.

Когда фланцевое соединение со штуцером находится в понижен­ной части обвязки, следует полностью освободить выкидную ли­нию от нефти. Для этого прежде чем переводить фонтанную струю на запасную линию, нужно закрыть скважину при помощи боковой задвижки на 3—5 мин, а затем быстро выпустить газ, скопившийся в верхней части подъемных труб, в рабочую линию, подлежащую разборке. Отключив эту линию, пускают скважину в работу по запасной линии.

При разборке фланцевых соединений нужно следить за тем,

чтобы освобожденные трубы обвязки не оказались на весу; нужно закреплять их, подвешивая к другим узлам обвязки, или же поль­зоваться прочными подставками-козлами.

Разведение фланцев и совмещение отверстий в них выполняют при помощи оправки.

При креплении болтовых соединений ключ следует вращать от себя.

Запрещается использовать патрубки-удлинители для гаечных клю­чей с открытым зевом, так как приложение больших усилий к такому ключу может привести к его поломке, а следовательно, создать опасность травмирования работающего с ним. Для такой работы нужно иметь специальные накидные ключи, охватывающие гайки по всему периметру.

studopedia.ru

Штуцер для фонтанной арматуры нефтяных скважин

 

Штуцер для фонтанной арматуры нефтяных скважин, относится к области регулирования расхода жидкости (газа) и может быть использован в нефтедобывающей промышленности для вывода нефтяной скважины, без ее остановки, на заданный режим эксплуатации, путем дискретного изменения диаметра проходного отверстия штуцера, с возможностью замера давления жидкости (газа) на входе и выходе штуцера.

Предлагаемое техническое решение содержит сквозной корпус, размещенный в нем регулирующий элемент, образующий в корпусе полости и выполненный в виде золотника, имеющего форму полого тела вращения, по образующей которого выполнен ряд сквозных радиальных отверстий разного диаметра, поджатого притертой сферической втулкой с возможностью вращательного движения, а также установочный вал, соединенный с золотником, выведенный наружу через корпус и снабженный указателем диаметров радиальных отверстий. Новым является то, что в конструкцию штуцера, на входе и выходе, дополнительно введены устройства контроля давления жидкости (газа) в виде манометров, причем, на входе штуцера манометр соединен с трубопроводом через обратный клапан, а ообратный клапан выполнен в виде корпуса с запирающим шариком.

Установка требуемого расхода нефти производится ключом, путем поворота установочного вала 7. В результате происходит поворот золотника 2 и совмещение требуемого сквозного отверстия золотника 2 с отверстием втулки 6, тем самым, позволяя установить необходимый расход жидкости. Замена манометра 13 осуществляется без остановки вывода нефтяной скважины на рабочий режим, благодаря наличию обратного клапана.

Заявленная конструкция штуцера отличается высокой надежностью, широким диапазоном регулировок и возможностью измерять давление жидкости (газа), при относительной простоте устройства.

Техническое решение, заявляемое в качестве полезной модели, относится к области регулирования расхода жидкости (газа) и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности для вывода нефтяной скважины, без ее остановки, на заданный режим эксплуатации, путем дискретного изменения диаметра проходного отверстия штуцера, а также возможности изменять направление потока жидкости (газа).

Известны различные устройства для регулирования расхода жидкости (газа). Например, полезная модель РФ 54443 «Штуцер для фонтанной арматуры нефтяных скважин» (МПК G05D 7/01 заявл. 2005.04.18) где регулирующий элемент, образующий в корпусе полости, выполнен в виде золотника, имеющего форму полого цилиндра, по образующей которого выполнен ряд сквозных радиальных отверстий, и связан через кулачковый диск с установочным валом, при этом золотник поджат седлом усилием избыточного давления и имеет возможность вращательного движения для совмещения его сквозных отверстий с отверстием седловины.

Аналогичное устройство, взятое авторами за прототип, полезная модель РФ 43378 «Штуцер для фонтанной арматуры нефтяных скважин» (МПК G05D 7/01 заявл. 2004.06.21), отличается формой золотника, выполненного в виде полого усеченного с одной стороны шара. Достоинством этих устройств, является надежность и простота регулировки.

Недостатком указанных устройств, является отсутствие возможности контроля давления жидкости (газа) на входе и выходе штуцера.

Предлагаемое техническое решение направлено на устранение этих недостатков, и решает задачу измерения давления потока жидкости (газа).

Предлагаемое техническое решение содержит сквозной корпус, размещенный в нем регулирующий элемент, образующий в корпусе полости и выполненный в виде золотника, имеющего форму полого тела вращения. По образующей золотника выполнен ряд сквозных радиальных отверстий разного диаметра. Золотник поджат притертой втулкой с возможностью вращательного движения. Установочный вал, соединенный с золотником, выведен наружу через корпус и снабжен указателем диаметров радиальных отверстий.

Новым является то, что в конструкцию штуцера, на входе и выходе, дополнительно введены устройства контроля давления жидкости (газа) в виде манометров, причем, на входе штуцера, манометр соединен с трубопроводом через обратный клапан. Обратный клапан выполнен в виде корпуса с запирающим шариком.

Сущность технического решения, заявляемого в качестве полезной модели, поясняется чертежами.

На фиг.1 и 2 изображен предлагаемый штуцер в разрезе.

Заявляемый штуцер содержит сквозной корпус 1, с кольцевыми проточками для его монтажа. Внутри корпуса 1 помещен золотник 2 выполненный в виде полого тела вращения, с образованием двух полостей 3 и 4. По образующей поверхности которого выполнен ряд сквозных радиальных отверстий 5. Золотник 2 поджат сферической притертой втулкой 6, усилием избыточного давления. Золотник 2 имеет возможность вращательного движения, при котором отверстие втулки 6 совмещается с одним из его радиальных отверстий 5. Золотник 2 связан с установочным валом 7 (фиг.2) посредством полумуфты 8. Конец вала 7, выведенный наружу через корпус 1, снабжен ключом 9, предназначенным для осуществления поворота золотника 2.

Для контроля давления жидкости (газа) на входе и выходе установлены манометры. На выходе давление стабилизируется и манометр 10 устанавливается посредством гайки 11 и патрубка 12 на корпусе 1.

На входе штуцера установлен манометр 13 (фиг.1). В связи с тем, что на входе возникают скачки давления, которые приводят к частым поломкам манометра, для замены манометра 13 без остановки потока жидкости (газа), на входе устанавливается обратный клапан, позволяющий производить замену манометра. Обратный клапан представляет из себя разъемную конструкцию из корпуса 14 и переходника 15, внутри которых располагается толкатель 16, седло 17 и шарик 18.

Устройство работает следующим образом. Штуцер с манометрами устанавливается для вывода нефтяной скважины путем дискретного регулирования. Установка требуемого расхода нефти производится ключом, путем поворота установочного вала 7. В результате происходит поворот золотника 2 и совмещение требуемого сквозного отверстия золотника 2 с отверстием втулки 6, тем самым, позволяя установить необходимый расход жидкости. Замена манометра 13 осуществляется без остановки вывода нефтяной скважины на рабочий режим, благодаря наличию обратного клапана. При замене манометра, шарик 18, расположенный в корпусе 14 обратного клапана, перемещается и упирается под давлением в седло 17, тем самым перекрывая отверстие толкателя 16. При установке манометра в корпус обратного клапана, толкатель 16 перемещает шарик 18, тем самым освобождая доступ жидкости (газа) к манометру.

Заявленная конструкция штуцера отличается высокой надежностью, широким диапазоном регулировок и возможностью измерять давление жидкости (газа), при относительной простоте устройства.

1. Штуцер для фонтанной арматуры нефтяных скважин, содержащий сквозной корпус, размещенный в нем регулирующий элемент, образующий в корпусе полости и выполненный в виде золотника, имеющего форму полого тела вращения, по образующей которого выполнен ряд сквозных радиальных отверстий разного диаметра, поджатого притертой сферической втулкой с возможностью вращательного движения, а также установочный вал, соединенный с золотником, выведенный наружу через корпус и снабженный указателем диаметров радиальных отверсти

poleznayamodel.ru

Штуцер - это... Что такое Штуцер?

  • Штуцер — Деталь, предназначенная для присоединения к трубопроводу арматуры, контрольно измерительных приборов и т.п. Источник: ПБ 03 108 96: Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов 59. Штуцер элемент, предназначенный для …   Словарь-справочник терминов нормативно-технической документации

  • ШТУЦЕР — (нем.). Ружье с нарезным спиралью каналом ствола. Словарь иностранных слов, вошедших в состав русского языка. Чудинов А.Н., 1910. ШТУЦЕР дальнобойное ружье с нарезным каналом в стволе; преимущественно двуствольное. Полный словарь иностранных слов …   Словарь иностранных слов русского языка

  • штуцер — ШТУЦЕР, а, м. 1. Ирон. обращение. 2. Мастер, умелец. 3. Начальник, управляющий, руководитель. 4. Мужской половой орган. Большой (или главный, козырной и т. п.) штуцер известный, выдающийся, влиятельный человек, большой начальник Тут пришел… …   Словарь русского арго

  • штуцер — Элемент, предназначенный для присоединения к сосуду трубопроводов, трубопроводной арматуры, контрольно измерительных приборов и т.п. [ПБ 03 576 03] штуцер Деталь, предназначенная для присоединения к трубопроводу арматуры, контрольно измерительных …   Справочник технического переводчика

  • штуцер — умелец, мастер, ружье, втулка, оружие, винтовка, винтовое ружье, винтарь, патрубок, начальник, руководитель; мужской член Словарь русских синонимов. штуцер сущ., кол во синонимов: 15 • винтарь (9) • …   Словарь синонимов

  • ШТУЦЕР — (от немецкого Stutzen), соединительный короткий отрезок трубы (патрубок), ввертываемый, привариваемый или припаиваемый к трубопроводам, резервуарам, картерам и т.п. для спуска воды, масла, газа и другого, а также служащий для отбора их с целью… …   Современная энциклопедия

  • ШТУЦЕР — (от нем. Stutzen) нарезное ружье в 16 19 вв. В России в 1 й пол. 19 в. штуцерами были вооружены лучшие стрелки ( штуцерные ) и некоторые части. Штуцерами называют некоторые современные охотничьи нарезные ружья …   Большой Энциклопедический словарь

  • ШТУЦЕР — соединительный патрубок обычно с резьбой на концах. С помощью штуцера подсоединяют трубы к резервуарам, аппаратам, трубам и т. п …   Большой Энциклопедический словарь

  • ШТУЦЕР — ШТУЦЕР, штуцера, мн. штуцеры штуцера, муж. (нем. Stutzen). Старинное военное ружье, первонач. с прямолинейной нарезкой. || Охотничье нарезное ружье. Толковый словарь Ушакова. Д.Н. Ушаков. 1935 1940 …   Толковый словарь Ушакова

  • ШТУЦЕР — муж., нем. винтовка, нарезное ружье, для пули, не очень длинное, со стволом в аршин и короче. рная пуля ныне с бутылочным донцем и остроносая. ник, кто вооружен штуцером. Нынешние штуцера бьют на версту и далее. Толковый словарь Даля. В.И. Даль.… …   Толковый словарь Даля

  • ШТУЦЕР — отросток с нарезкой по обоим концам, имеющий сквозное отверстие и служащий для соединения между собой внутренних полостей скрепляемых при помощи Ш. деталей. Технический железнодорожный словарь. М.: Государственное транспортное железнодорожное… …   Технический железнодорожный словарь

  • neft.academic.ru

    Фонтанный штуцер - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

    Фонтанный штуцер

    Cтраница 1

    Фонтанный штуцер заменяется штуцером меньшего размера. Сопротивление потоку через новый штуцер увеличивается, что будет снижать дебит скважины. Пропускная способность скважины при непрерывном фонтанировании приближается или действительно достигает скорости постоянного притока жидкости из пласта. Из рис. 2.3 - 34 видно, что подача скважины существенно стабилизировалась благодаря замене штуцера диаметром 15 8 мм на штуцер диаметром 6 5 мм. Недостаток способа состоит в том, что более высокие давления на устье скважины способствуют снижению рабочего потенциала газа; это может привести к остановке скважины, если газовый фактор небольшой.  [1]

    Установка фонтанных штуцеров меньшего диаметра может также привести к неустойчивой работе скважины и окончательному ее глушению. Чтобы исправить это, часто приходится переходить на насосную добычу нефти, хотя, используя соображения, приведенные выше, устойчивое фонтанирование может быть достигнуто простым спуском в скважину насосно-компрессорных труб меньшего диаметра.  [3]

    Устьевое оборудование эксплуатационных скважин, как правило, укомплектовано фонтанными штуцерами для поддержания выбранного режима работы скважины, сохранения противодавления, необходимого для предотвращения выноса песка, предохранения наземного оборудования от негативного воздействия нештуцированного потока продукции; предотвращения газового и водного конусообразования; регулирования дебита скважины для оптимизации режима разработки коллектора.  [4]

    На рис. 2.3 - 14 показан патрубок ( вкладыш) с установленным в нем фонтанным штуцером. В современном оборудовании устья предусмотрены фонтанные штуцеры, которые можно заменять без остановки скважины. Применяется несколько таких конструкций. На рис. 2.3 - 25, а показан штуцер фирмы Виллис типа Т, предназначенный для работы при давлениях до 69 0 МПа в тех случаях, когда открыта задвижка на выкидной линии. Фланец / соединяется с центральной задвижкой.  [6]

    По существу эти точки являются рабочими точками, характеризующими систему пласт - насосно-компрессорные трубы - фонтанный штуцер. Возможна ли эксплуатация скважины в этих условиях.  [8]

    При надлежащем отборе проб жидкости в арматуре устья скважины как до, так и после фонтанного штуцера и в разных пунктах промысловой нефтесборной системы количество1 эмульсии, образовавшейся в скважине у штуцера, в выкидных линиях и в перекачивающих - насосах, может быть учтено до поступления жидкости в сепаратор или дегидратор.  [9]

    Практически индикаторные кривые скважины обычно строятся по данным изменения давлений на устье скважины, что достигается установкой фонтанных штуцеров различных размеров. Каждому давлению на устье скважины соответствует свое забойное давление. После стабилизации давления на устье скважины измеряются динамическое забойное давление и дебит скважины. Исследования скважины обычно проводятся на 3 - 5 режимах. Статические и динамические забойные давления обычно замеряются с помощью скважинных манометров.  [10]

    К параметрам, контролируемым через более длительные периоды времени ( вторая группа параметров), относятся: 1) дебиты нефти, газа и воды, а также количество песка и глинистого раствора ( суммарное их количество или по от

    www.ngpedia.ru

    Регулирование дебита фонтанной скважины

    Регулирование технологического режима работы скважины (дебита) осуществляют созданием противодавления на устье. Для этого на выкидных линиях после запорных устройств ставят регулирующие устройства (штуцеры), обеспечивающие дросселирование потока вследствие изменения площади про­ходного сечения. Регулировать дебит задвижками нельзя, так как из-за наличия песка в продукции происходит быстрый из­нос запорных устройств задвижек (плашек) и они выходят из строя. Поэтому рабочие положения задвижек либо полностью открыты, либо полностью закрыты.

    Штуцер представляет собой диафрагму или короткую втул­ку (насадку) с малым отверстием. Диаметр отверстия штуцера может составлять 3-25 мм.

    Простейшие штуцеры представляют собой диск толщиной 7-10 мм, в центре которого имеется отверстие с резьбой для

    завинчивания штуцерной втулки, или стальную круглую бол­ванку с фланцем на одной стороне и продольным отверстием посередине. Для замены штуцера рабочую выкидную линию отключают, а работу скважины переводят на запасную линию, затем снижают давление в рабочей линии до атмосферного. Недостатки таких штуцеров: необходимость замены штуцерной втулки при разъедании проходного отверстия песком, а также продолжительность операции по смене штуцерной втулки.

    В отдельных случаях при поверхностном штуцере в резуль­тате прохождения газонефтяной смеси через узкое отверстие температура ее может настолько снизиться, что детали фон­танной арматуры замерзнут. Чтобы избежать нежелательного явления — замерзания деталей фонтанной арматуры (вплоть до образования гидратов), а также в целях уменьшения износа штуцеров в скважинах, в струе которых имеется песок, приме­няют ступенчатые штуцеры (рис. 3.13), т. е. на выкиде последо­вательно один за другим устанавливают два-три штуцера с по­степенно увеличивающимися отверстиями в их втулках. Таким образом, общий перепад давления распределяется на несколько штуцеров, в каждом из которых перепад уменьшается, в связи с чем снижается скорость движения смеси, а это способствует уменьшению износа втулок штуцеров и предохраняет трубы и арматуру от резкого охлаждения. Последний (наименьший) из штуцеров является рабочим.

    Быстросменный штуцер состоит из разъемного корпу­са, зажимаемого между двумя фланцами на выкидной линии фонтанной арматуры при по­мощи шпилек. В корпус встав­ляется пробка с коническим отверстием под сменную шту­церную втулку. Герметичность обеспечивается резиновыми уплотнениями. Применение

    Рис. 3.14. Быстросменный штуцер ШБА-50х700.

    1 - корпус; 2 - тарель­чатая пружина; 3 - боковое седло; 4 - обойма; 5 - крышка; 6 - нажимная гайка; 7 - про­кладка; 8 - гайка боковая; 9 - штуцерная металлическая втулка.

    быстросменного штуцера позволяет значительно ускорить замену штуцерной втулки и облегчить условия труда. Однако замена требует перехода на резервную линию и общие затраты времени на смену остаются достаточно велики.

    Удобнее применение углового устьевого штуцера. Он состоит из корпуса, в котором происходит поворот струи на 90°, втулки с корпусом конической сменной насадки, штока (шпинделя) со сменным коническим наконечником и маховиком. В сменную насадку вращением маховика вводится наконечник, перекрывающий часть отверстия. Степень откры­тия (закрытия) дросселя определяется по указателю, имеюще­му деления, которые показывают диаметр цилиндрического отверстия в миллиметрах, эквивалентный соответствующей площади кольцевого сечения. Положение штока фиксируется стопорным болтом.

    В настоящее время используют регулируе­мый штуцер, основу ко­торого составляет ме­таллический стержень с калиброванными от­верстиями. Стержень с двух сторон герметизи­руется специальными зажимными устройства­ми. Флажок на стержне указывает на диаметр штуцера, используемого

     

     

    Рис. 3.15. Устьевой штуцер, рассчитанный на рабочее давление 35 МПа.

    1 - корпус насадки;

    2 - шпиндель;

    3 - втулка;

    4 - сменная насадка

     

    в настоящее время. Для изменения дебита скважины стержень перебивается на необходимый диаметр без остановки скважины. Преимуществом регулируемых штуцеров является минимум затрат времени и сил на смену режима работы.



    Дата добавления: 2017-06-13; просмотров: 4577;


    Похожие статьи:

    poznayka.org

    Оборудование устья газовой скважины

    Оборудование устья газовой скважины предназначено для соединения верхних концов обсадных колонн и фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства и соединений между деталями 

    оборудования, осуществления мероприятий по контролю и регулированию технологического режима эксплуатации скважин. Оно состоит из трех частей: 1) колонной головки; 2) трубной головки; 3) фонтанной елки.

    Колонная головка соединяет верхние концы кондуктора и эксплуатационной колонны, герметизирует межтрубное пространство, служит опорой трубной головки с фонтанной елкой.

    Трубная головка служит для подвески фонтанных труб и герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами. На трубную головку непосредственно устанавливают фонтанную елку крестовикового яли тройникового типа.

    Фонтанная ёлка монтируется выше верхнего фланца трубной головки. Она предназначена для: 1) освоения скважины; 2) закрытия скважины; 3) контроля и регулирования технологического режима работы скважины. Основной элемент фонтанной елки крестовикового типа - крестовина, а тройниковой елки - тройник. На ней монтируются штуцеры, термометры, установки для ввода ингибитора гидратообразо-вания и коррозии, устьевой клапан-отсекатель.

    Устьевой клапан-отсекатель предназначен для автоматического перекрытия выходной линии от скважины (шлейфа) при аварийном повышении давления до него или понижении давления после него (в шлейфе).

    Фонтанная елка крестовикового типа имеет небольшую высоту, удобна в обслуживании. Применяется в случае, если в потоке газа отсутствуют твердые взвеси, газообразные или жидкие коррозионные агенты, способные вызвать коррозию крестовины и тем самым вывести скважину из эксплуатации.

    Фонтанная арматура (елка) тройникового типа имеет два тройника. Верхний-рабочий, нижний - резервный. Нижний используется только во время ремонта или замены верхнего. Фонтанная арматура тройникового типа имеет большую высоту (до 5 м от поверхности), неудобна в обслуживании. Применяется в особо сложных условиях эксплуатации скважины - при наличии твердых взвесей в потоке газа, вызывающих абразивный износ оборудования, газообразных или жидких коррозионных агентов (углекислый газ, сероводород, пропионовая, масляная или другие кислоты жирного ряда), при резких колебаниях давления и температуры.

    Фонтанная арматура выпускается на рабочие давления 4; 7,5; 12,5; 20; 30; 35; 70 и 100МПа. Внутренний диаметр фонтанной арматуры (63 или 100 мм) выбирают в зависимости от дебита скважины и давления газа. Увеличение дебита скважины приводит к увеличению диаметра эксплуатационной колонны, и следовательно, диаметра фонтанной арматуры.

    Во время сборки фонтанной арматуры следует обращать винманне на тщательность крепления всех соединений и в особенности соединений трубной головки, так как при ее ремонте или замене необходимы остановка и глушение скважины. Кроме того, неисправность арматуры может привести к открытому фонтанированию. Рабочее и статическое давление в скважине определяют по манометру, смонтированному на буфере, а давление в затрубном пространствено манометру на одном из отводов крестовины трубной головки.

    Для регулирования режима работы скважины на выкидных линиях после задвижек устанавливают штуцерынасадки с относительно небольшим проходным сечением. Конструктивно штуцеры подразделяются на два типас нерегулируемым и регулируемым сечениями. Штуцеры первого типа просты по конструкции, в промысловых условиях их изготавливают из стального патрубка, которому придается форма усеченного конуса. Такой штуцер можно быстро вставить в соответствующее гнездо, где он прочно закрепляется под действием одностороннего давления газа. Диаметр отверстия в штуцере может быть от 2,3 до 20 мм и более. Чем меньше отверстие, тем большее сопротивление создает штуцер на пути движения газа, тем выше будет буферное и забойное давление скважины и тем меньше, следовательно, ее дебит.

    В связи с широким распространением групповой системы сбора газа местоположение штуцера и место ввода метанола с елки переносят на групповую установку. В этом случае облегчаются наблюдение за состоянием штуцера и его замена.

     

     

    oilloot.ru

    7. Средства регулирования технологических режимов работы газовой скв-ны (диафрагмы, штуцера, задвижки и т.Д.)

    Режим фонтанной скв-ы обычно регулир-ся штуцером, уст-мым на выкидной струне фонт.елки. Устьевой штуцер предст-ет собой диск с отверстием в центре размером от 3 до 20 мм. Штуцеры такого типа зажимаются между фланцами на штуцерном патрубке. Широко применяют штуцеры, состоящие из корпуса и сменной втулки. При наличии в жид-ти большого кол-ва песка штуцер быстро выходит из строя. Разработаны регулируемые и быстросменные штуцеры.

    ФА, рассчитанная на давление 70,0 МПА, комплектуется быстросменными штуцерами типов ШБА-50-700 и ШБА-65-700.

    Конструкция быстросменного штуцер типа ШБА приведена на рисунке 13 раздат. 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.

    Регулируемый дроссель предназначен для ступенчатого и бесступенчатого регулирования режима работы скважины. Угловой регулируемый штуцер (дроссель) типа ШРУ 60 - 125 (см. рисунок 14 раздат) устанавливается на струнах арматуры в месте перехода манифольдов на вертикальный участок и позволяет изменять параметры работы скважины без её остановки.

    Интенсивность потока регулируется штоком 10 со сменным коническим наконечником 19 из изностойкого материала. Шток уплотняется с помощью трех самоуплотняющихся манжет 16 марки АНГ на асбестовой основе, которые помещаются между двумя кольцами - опорным 15 и нажимным 17. Положение конического наконечника, соответствующее заданной площади кольцевого сечения, определяется по шкале закрепленной на втулке указателя. Нулевое положение втулки соответствует, положение конуса наконечника, полностью прижатого к седлу и засторенного винтом 11. Шток, установленный в определенном положении, также стопорится болтом 5 через латунную подушки 7 и зажимается контргайкой 6. 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

    11.Эксплуатация добывающих скважин газлифтным способом на месторождениях с нефтяными оторочками.

    Область применения газлифта - высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песконесущие скважины, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях .Принцип работы газлифта

    По мере разработки нефтегазовых месторождений условия эксплуатации скважин ухудшаются: обводняется продукция - увеличивается гидростатическое давление столба флюидов, образуется высоковязкая эмульсия, возрастают потери давления на трение в стволе и выкидной линии, что приводит к росту забойного Рз и устьевого Р2 давлений, уменьшается эффективный газовый фактор Gэф и увеличивается потребный удельный расход газа Rо; при отсутствии применения или недостаточной эффективности ППД возможно уменьшение пластового давления Рпл, а также соответственно забойного Рз и башмачного P1 давлений, что вызывает увеличение удельного расхода Ro. Это приводит к нарушению условия фонтанирования, т. е.

    Gэф<Ro. (1)

    где Gэф - эффективный газовый фактор;

    Ro- удельный расход.

    Так как условию Gэф = Ro соответствует минимальное забойное давление Рз min фонтанирования, а Р з minпл, то скважина прекращает фонтанирование при определенном дебите Q> 0. С увеличением Рз уменьшается Ro, поэтому осуществление ППД продлевается период фонтанирования скважины до наступления определенной обводненностиnв, а при большой гидропроводности пласта иногда даже до 100 %-ной обводненности продукции.

    Логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для подъёма жидкости закачивают в скважину с поверхности. Если притекающую пластовую энергию, характеризуемую газовым фактором Gэф, дополняют энергией газа, закачиваемого в скважину с поверхности, происходит искусственное фонтанирование, которое называют газлифтным подъёмом, а способ эксплуатации газлифтным. Тогда условие работы газлифтного подъёмника (газлифта) аналогично условию газлифтного фонтанирования можно записать

    где R o зак - удельный расход закачиваемого газа (отнесенный к расходу поднимаемой жидкости).

    Таким образом, основной принцип работы газлифтного подъёмника заключается в разгазировании жидкости в подъёмных трубах и уменьшении её плотности. В случае непрерывной подачи газа газированная жидкость поднимается до устья скважины и выливается наружу. При газлифте в затрубном пространстве скважины устанавливается новый уровень, называемый динамическим, и соответствующее ему забойное давление. Газлифтный подъёмник характеризуется глубиной погружения, высотой подъёма жидкости и относительным погружением (рис. 1).

    Газлифт может быть компрессорным и бескомпрессорным. При бескомпрессорном газлифте природный газ под собственным давлением поступает из скважин газовых или газоконденсатных месторождений. Если нефтяная и газовая залежи залегают на одной площади, то при достаточно высоком давлении в газовой залежи может быть организован внутрискважинный бескомпрессорный газлифт. Его отличительная особенность поступление газа из выше - или нижезалегающего газового пласта непосредственно в нефтяной скважине.

    Если на промысле уже организована газлифтная эксплуатация скважин, а забойные давления и дебиты уменьшились (менее 50 т/сут), то для повышения технико-экономической эффективности добычи нефти работу скважин можно перевести с непрерывного газлифта на периодический, при котором газ закачивается в скважину периодически.

    Рис. 1. Газлифтный подъёмник:

    а - до начала эксплуатация; б - во время эксплуатации

    Глубина погружения - это высота столба дегазированной жидкости h, соответствующая давлению у башмака подъемника во время работы скважины.

    Высота подъёма - это расстояние hо от уровня жидкости до устья во время работы.

    18. 20. Режим постоянной депрессии на пласт (р=рплз=const).

    Дебит при этом определяется из выражения

    где Q – дебит, приведенный к атмосферным условиям.

    Режим постоянной депрессии устанавливается при различных факторах, к которым относятся: близость подошвенной и контурной воды; деформация коллектора при значительных депрессиях; условия смятия колонны; возможность образования гидратов в пласте и стволе скважины и др.

    В отличии от режима постоянного градиента, ограничиваемого величиной устойчивости пород к разрушению, пределы, ограничивающие величину депрессии, могут быть определены аналитическим путём независимо от того, по какому из факторов( подошвенная или контурная вода, деформация пласта, гидраты и т.д.) выбирается постоянная депрессия. Кроме того, в отличие от режима постоянного градиента режим постоянной депрессии на пласт по ряду факторов ( подошвенная или контурная вода, гидраты др.) является переменной величиной в процессе разработки. Так, при наличии подошвенной воды сначала устанавливается величина допустимой депрессии в зависимости от вскрытой и газоносной мощности пласта, пластового давления и плотности воды и газа на данный момент времени. Но так как величина пластового давления, плотность воды и газа, а также положение ГВК являются переменными во времени, то устанавливаемая величина допустимой депрессии на пласт является функцией времени в процессе разработки. Изменение величины допустимой депрессии при газовом режиме является линейной функцией пластового давления. Если величина депрессии установлена исходя из возможной деформации пласта, то эта величина является слабо переменной величиной во времени и её можно сохранить постоянной достаточно длительное время. Снижение депрессии приведёт в этом случае не к существенным изменениям осложнениям, а просто к некоторому изменению производительности

    скважин. Аналогичные расчеты можно повести и при образовании гидратов. В целом режим постоянной депрессии несущественно отличается от режима постоянного градиента, и расчет основных показателей практически одинаков. В ряде случаев допустимая депрессия на скважинах устанавливается с самого начала с целью получения максимально возможного дебита. Иногда предельно допустимая депрессия хотя и устанавливается с самого начала эксплуатации, но достигается в процессе разработки, что связано с конструкцией скважин, устьевыми условиями и .д. Этот случай близок к режиму постоянного дебита.

    Режим постоянного забойного давления з=const). Данный режим встречается довольно редко и в основном используется тогда, когда дальнейшее его снижение нежелательно из-за выпадения конденсата при разработке газоконденсатных месторождений. В отличии от предыдущих режимов режим постоянного забойного давления является наихудшим вариант с точки зрения темпа снижения производительности скважин. Эксплуатация газовых скважин на режиме при рз=const характеризуется резким уменьшением во времени расхода газа, из-за чего необходимо прогрессивно увеличивать число скважин для поддержания заданного отбора газа с месторождения. Режим постоянного забойного давления является временным (особенно при наличии газового режима залежи), и через определённый период эксплуатации требуется замена установленной величины на новое, более низкое значение или переход от указанного режима на какой-нибудь другой.

    studfile.net

    Штуцеры

    Конструкция регулировочных штуцеров производства компании «Камерон» предусматривает «гашение энергии потока», что позволяет избежать многих проблем, связанных с эрозией, обеспечив при этом регулировку расхода подаваемого потока. В процессе эксплуатации поток попадает в штуцер через его впускное отверстие и начинает циркули ровать в кольцевом пространстве между корпусом и перфорированной вставкой. Отверстия перфорированной вставки равномерно распределены, что обеспечивает максимальный расход потока. Высоконапорные струи потока (на входе) сталкиваются друг с другом внутри вставки, теряя при этом основную часть своей энергии, что позволяет избежать эрозии элементов штуцера, располагающихся далее по ходу потока.

    Конструкция регулировочных штуцеров производства компании «Камерон» позволяет обеспечивать точную регулировку расхода потока во всем рабочем диапазоне. Эти штуцеры могут иметь исполнение либо с пробкой и перфорированной вставкой, либо с внешним цилиндром и могут использоваться для работы с одной и многофазными жидкими средами и газами.

    Обычно такие штуцеры применяются в составе фонтанных арматур, путевых подогревателей, манифольдов, при закачке воды в пласт и при газлифте. Благодаря своим линейным характеристикам потока регулировочные штуцеры компании «Камерон» идеально подходят для использования в составе автоматизированных систем.

    Регулировочные штуцеры компании «Камерон» имеют следующие отличительные особенности:

    • Различные характеристики потока.
    • Могут использоваться для работы в широком диапазоне эксплуатационных режимов, включая высокое содержание песка.
    • Могут быть как с ручным, так и с автоматическим управлением.

    Буровые штуцеры обеспечивают контроль скважинного давления в случае газопроявлений, при необходимости циркуляции для вымыва газа и для предотвращения неконтролируемого фонтанирования. Варианты буровых штуцеров компании «Камерон» включают в себя игольчатые клапаны с седлом, шиберные задвижки с седлом, штуцеры с вращающимся диском с отверстиями и штуцеры CAM30-DC, что обеспечивает большую гибкость при выборе различных типов запорных механизмов для улучшенной управляемости и стойкости к эрозии.


    Библиотека знаний


    www.slb.ru

    30.Регулирование работы фонтанных скважин. Определение диаметра штуцера.

    Как правило, на начальных этапах разработки фонтанные скважины и особенно высокодебитные определяют возможности нефтедобывающего предприятия. Поэтому их исследованию, регулированию и наблюдению за их работой уделяется повышенное внимание. Кроме того, фонтанное оборудование позволяет сравнительно просто проводить глубинные исследования, отбор глубинных проб, снятие профилей притока и прочие. Для установления обоснованного режима эксплуатации фонтанной скважины важно знать результаты ее работы на различных опытных режимах. Режимы работы фонтанной скважины изменяют сменой штуцера, а точнее диаметра его проходного отверстия. При этом необходимо выдержать скважину на новом режиме некоторое время, прежде чем проводить какое-либо измерение.

    Это время необходимо, чтобы пласт и скважина перешли на установившийся режим после возмущения, вносимого в их работу сменой штуцера и изменением в связи с этим ее дебита и забойного давления. Продолжительность перехода скважины на установившийся режим различна и зависит от гидропроводности и пьезопроводности пласта, а также от относительного изменения дебита.

    Признаками установившегося режима скважин являются постоянство ее дебита и показаний манометров, присоединенных к буферу скважины и к межтрубному пространству. Обычно это время измеряется несколькими десятками часов.

    Для построения регулировочных кривых и индикаторной линии необходимо по крайней мере четыре смены режима работы скважины. После выхода на установившийся режим работы через лубрикатор на забой скважины спускают глубинный манометр или другие приборы, а на поверхности измеряют с возможной точностью дебит, обводненность продукции, содержание песка и твердой взвеси в продукции скважины, газовый фактор или просто дебит газа, показания буферного и межтрубного манометра и отмечают вообще характер работы скважины: наличие пульсации, ее ритмичность и амплитуду, вибрацию арматуры и манифольдов. По полученным данным строят так называемые регулировочные кривые, т. е. зависимости измеренных показателей от диаметра штуцера (рис. 8.13).

    Регулировочные кривые служат одним из оснований для установления технологической нормы добычи из данной скважины и режима ее постоянной работы, например:

    § недопущение забойного давления Рс ниже давления насыщения Рнас или некоторой его доли Рс > 0,75·Рнас;

    § установление режима, соответствующего минимальному газовому фактору или его значению, не превышающему определенную величину;

    § установление режима, соответствующего недопущению резкого увеличения количества выносимого песка для предотвращения образования каверны в пласте за фильтром скважины;

     

    § установление режима, соответствующего недопущению резкого увеличения процентного содержания воды в продукции скважины;

    § недопущение на забое скважины такого давления, при котором может произойти смятие обсадной колонны;

    § недопущение режима, при котором давление на буфере или в межтрубном пространстве достигнет опасных значений с точки зрения прочности и надежности работы арматуры и поверхностного оборудования вообще;

    § недопущение режима, при котором давление на буфере скважины может стать ниже давления в выкидном манифольде системы нефтегазосбора;

    § недопущение такого режима работы скважины, при котором могут возникать пульсации, приводящие к срыву непрерывного процесса фонтанирования;

    § установление такого режима, при котором активным процессом дренирования охватывается наибольшая толщина пласта или наибольшее число продуктивных пропластков. Это устанавливается с помощью снятия профилей притока глубинными дебитомерами на разных режимах работы скважины.

    Рис. 8.13. Регулировочные кривые фонтанной скважины: d - диаметр штуцера;

    1 - Рc - забойное давление, МПа; 2 - Гo - газовый фактор, м33 ; 3 - Q - дебит скважины, м3/сут;

    4 - ΔР - депрессия, Мпа; 5 - П - содержание песка в жидкости, кг/м3 ; 6 - n - содержание

    воды в продукции скважины, %

     

    После того как режим работы данной скважины установлен и обоснован, за его дальнейшим поддержанием тщательно наблюдают.

    Особенно тщательное наблюдение устанавливается за высокодебитными фонтанными скважинами. При периодическнх осмотрах арматуры фиксируются нарушения герметичности в соединениях, опасные вибрации элементов оборудования, показания манометров. О нарушении нормальной работы скважин судят по аномальным изменениям буферного и затрубного давления, изменению дебита нефти и обводненности, количеству песка и пр.

    Например, падение буферного давления при одновременном повышении мсжтрубного может указать на опасные пределы отложения парафина или минеральных солей на внутренних стенках НКТ. Одновременное снижение буферного и межтрубного давления свидетельствует об образовании на забое скважины песчаной пробки или накоплении тяжелой минерализованной пластовой воды в промежутке между забоем и башмаком НКТ. Малая скорость восходящего потока в этом промежутке может при определенных условиях привести к увеличению давления на забое. Падение давления на буфере при одновременном увеличении дебита указывает на разъедание штуцера и необходимость его замены. Засорение штуцера или отложение парафина в манифольде и в выкидном шлейфе при одновременном уменьшении дебита приводит к росту буферного и межтрубного давления.

    studfile.net


    Смотрите также