Напишем:


✔ Реферат от 200 руб., от 4 часов
✔ Контрольную от 200 руб., от 4 часов
✔ Курсовую от 500 руб., от 1 дня
✔ Решим задачу от 20 руб., от 4 часов
✔ Дипломную работу от 3000 руб., от 3-х дней
✔ Другие виды работ по договоренности.

Узнать стоимость!

Не интересно!

Схемы оборудования для эксплуатации скважин фонтанным и газлифтным способами


 

Существуют три основных способа добычи нефти – фонтанный, газлифтный и насосный с применением соответствующих видов оборудования. в нашей стране 70% скважин эксплуатируются штанговыми насосами, менее 20%  безштанговыми, 10 % фонтанным способом. На эффективность применения того или иного способа эксплуатации и соответствующего оборудования влияет большое число факторов: глубина скважины, дебит её, диаметр колонн, геометрические особенности ствола, климатические условия, навыки персонала, общий технический уровень и организация производства.

Фонтанный  способ эксплуатации позволяет добывать из скважины наибольшее количество нефти при наименьших удельных затратах. Поэтому важнейшей задачей является обеспечение возможности более длительного фонтанирования скважины, что связано с рациональным использованием энергии пласта путем обеспечения высокого КПД работы фонтанного подъемника.

 

Этапы совершенствования оборудования для эксплуатации скважин фонтанным способом:

1 — манометр «буферный», 2 — задвижка; 3 — штуцер-дроссель; 4 — фонтанный подъемник, 5 — трубная головка фонтанной арматуры; 6елка фонтанной арматуры; 7, 8 — тройник; 9 — манометр, 10, 11 — задвижка; 12, 14 — задвижки дублеры, 13 — задвижка стволовая; 15 — пакер

 

В прошлом фонтанирование осуществлялось по эксплуатационной колонне ствола скважины (а) . при этом КПД подъемника был низким, расход пластового газа высоким, что привело к сокращению фонтанного периода. Процесс фонтанирования был неконтролируемым и неуправляемым. Для предотвращения этого в скважину стали спускать колонну фонтанных труб. Для управления фонтанированием скважины начали применять сменные штуцеры, дроссели, позволяющие изменением отверстия регулировать противодавление на пласт и в следствии этого на дебит жидкости. Для контроля режима работы скважины, стали применять манометр, устанавливаемый на буфере скважины. Для замены штуцера или выкидной линии перекрывали скважину , что привело к ее остановке. Для непрерывности её работы начали применять фонтанную арматуру  состоящую из трубной головки фонтанной арматуры и елки , обеспечивающей возможность резервирования выкидных линий.

Для дальнейшего улучшения работы начали использовать двухрядные подшипники из НКТ, а для сокращения расхода газа затрубное пространство скважины стали герметизировать пакером. В результате к настоящему времени оборудование для эксплуатации скважины фонтанным способом состоит из четырех основных частей: колонны труб, оборудования низа колонны, оборудования устья , т.е фонтанной арматуры и обвязки устьевого оборудования – манифольда.

Принцип работы газлифтного скважинного подъемника аналогичен фонтанного. Однако для функционирования газлифта в подъемник необходимо подавать из вне сжатый газ. Когда газ компримируется, газлифт называется компрессорным – компрессорная эксплуатация.

Существует и так называемый компрессорный газлифт, когда используют пласт из высоконапорных газовых пластов. При компрессорном газлифте комплекс оборудования для эксплуатации сложней чем при фонтанной эксплуатации и состоит из компрессорной станции, газораспределительной и газосборной сети, системы подготовки газа и газлифтного оборудования скважин.

Преимуществом газлифтного способа эксплуатации является в несколько раз больший, чем при других способах, межремонтный период работы внутрискважинного оборудования. использование этого способа целесообразно на месторождениях с большим дебитами скважин, большим газовым фактором, высокой пластовой энергией, низкой обводненностью.

 

  1. Насосно-компрессорные трубы для фонтанного и газлифтного подъемников.

 

Для фонтанного и газлифтного подъемников используются насосно-компрессорные трубы. Они характеризуются небольшим  диаметром, высокой прочностью. НКТ отличаются материалом, группами прочности, герметичностью, противокоррозийной стойкостью, резьбой, быстротой стыковки, размерами, сопротивляемостью отложению парафина и солей.

 


 

Наибольшее применение получили цельнокатаные неравнопрочные НКТ с муфтовыми резьбовыми соединениями.

Неравнопрчность НКТ определяется разницей между площадями сечений тела трубы и в зоне резьбы, где снижение несущей способности пропорционально уменьшению площади сечения. Площадь несущего сечения по резьбе примерно на 25% меньше площади сечения по телу трубы. Таким образом, грузоподъемность колонны НКТ определяется площадью сечения по резьбе. отсюда следует, что 25% всего металла колонны НКТ неравнопрочной конструкции не работает, а лишь создает дополнительную нагрузку, воспринимаемую резьбовыми соединениями и телом вышерасположенных труб. Такие колонны используются на малых и средних глубинах.

Подъемные колонны в глубоких скважинах и при тяжелых условиях работы собираются из равнопрочных НКТ. Все сечение таких труб, включая и резьбовые, имеют примерно равную площадь, а следовательно и одинаковую несущую способность.

Применение равнопрочных НКТ позволяет на 25% сократить расход металла на колонну НКТ по сравнению с неравнопрочными и значительно увеличить  max глубины их спуска. Нашими учеными предложена конструкция НКТ с приварными концами с резьбой, но изготовленных из стали большой прочности, что и обеспечивает равнопрочность колонны НКТ.

НКТ изготавливают из углеродистых сталей с пределом текучести =380МПа. Применяются НКТ из сплавов на алюминиевой основе =300 МПа, =430 МПа.

В последнее время для изготовления НКТ используются полимерные материалы и стекловолокно. Это вызвано их стойкостью по отношению к агрессивным средам H2S и СО2 и малым весом. Недостатком является отсутствие возможности обеспечения равнопрочности тела трубы и её стыка.

Принципиально новый вид труб - непрерываные НКТ, изготавливаемые в виде полого стержня, длина которого равна длине всей колонны  труб. При СПО трубы наматываются на барабан.

Это упрощает конструкцию колонны (нет резьб), уменьшает металлоемкость, облегчает и ускоряет СПО.

Недостаток – сложность выполнения ловильных работ, сложность сварочных работ при стыковке колонны. Изготовление НКТ регламентируется стандартами.

Ряд номинальных наружных диаметров НКТ: 48, 60,73, 89, 102, 114 мм; внутренний диаметр: 40, 50, 59, 62, 76, 88,8, 100,3 мм. Регламентируются и группы прочности стали НКТ.

Для уменьшения интенсивности отложений парафина, солеё, смол и защиты труб от коррозии применяются различные покрытия НКТ – стеклоэмали, эпоксидные смолы, лаки. Наносятся они на внутренние поверхности труб по специальным технологиям. Эксплуатация таких труб требует определенной культуры и условий, что и является их недостатком.

Насосно-компрессорные трубы в фонтанных скважинах в зависимости от схемы подъемника подвергаются или растягивающей или сжимающей нагрузкам.

При подвеске колонны НКТ к трубной головке фонтанной арматуры и при незафиксированном низе труб колонна работает на растягивание и max напряжение возникает в верхнем сечении колонны. Усилие, растягивающее колонну, в этом случае равно:

Q=lqk

где q – вес 1 м труб с муфтами;

            k – коэффициент учитывающий влияние кривизны скважины;

            l  - длина колонны труб.

Прочность колонны равнопрочных НКТ проверяется определением напряжений от растягивающей силы Q в сечении по телу трубы и сравнении полученной величины напряжения с допустимой.

При использовании неравнопрочных труб прочность колонны проверяется по опасному резьбовому соединению. Рассчитывают страгивающую нагрузку, т.е. усилие при котором резьбовое соединение разрушается.

Формула Яковлева:

 

где DCР – средний диаметр тела трубы по основной плоскости;

      b – толщина тела трубы по резьбовой части в основной плоскости;

       - предел текучести материала трубы;

      l – длина резьбы;

       - угол профиля резьбы;

       - угол трения (80 100).

Формула Шумилова отличается введением коэффициента  - учитывающего разницу в плоскостях тела трубы и её резьбовой части.

Иные условия работы колонны НКТ возникают когда низ её заякорен в эксплуатационной колонне скважины. В этих случаях возможны потеря устойчивости колонны и её продольный изгиб.

Условия прочности изогнутой части колонны НКТ выражаются:

где Р1СЖ – осевое усилие на изогнутой части колонны труб;

            F0 – площадь поперечного сечения труб;

            W0 – осевой момент сопротивления площади сечения труб;

             - предел текучести материала труб;

            n1 – 1,5 (запас прочности);

            r – зазор между НКТ и эксплуатационной колонной.

 


Предыдущие материалы: Следующие материалы: