Часть 2

1 Классификация оборудования нефтяного и газового промысла. Оборудование общего назначения

Содержание:

1 Классификация оборудования нефтяных и газовых промыслов по назначению.

2. Оборудование общего назначения.

   1. Оборудование ствола скважины.

   2. Насосно-компрессорны етрубы

   3. Пакеры

Лабораторные работы:

- Насосно-компрессорные трубы

1.1 Классификация оборудования нефтяных и газовых промыслов по назначению.

Российская Федерация является одной из ведущих энергетических держав. На ее территории сосредоточено 12.9 % мировых разведанных запасов нефти и 36.4 % мировых запасов газа, добыча нефти и газа составляет соответственно 15.4 % и 30.9 %.

Нефтяная и газовая промышленность - составляющая топливно-энергетического комплекса (ТЭК) России - является основой национальной экономики, обеспечивающей жизнедеятельность всех отраслей народного хозяйства, формирование значительной части бюджетных доходов и основной доли валютных поступлений страны. Применение современного оборудования, обеспечивающего энергосберегающие технологии при добыче нефти и газа, играет существенную роль в развитии ТЭК.

Процесс эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, включает работы, начиная от освоения эксплуатационных скважин, законченных бурением, и кончая подготовкой, замером и выдачей продукции (нефти и газа) на транспортирование к потребителю.

Для выполнения всех видов работ требуется разнообразное оборудование. Все виды оборудования, применяемого на промысле, по технологическому назначению можно разделить на следующие группы:

I. Оборудование общего назначения, применяемое при различных эксплуатационных работах.

II. Оборудование для освоения скважин.

III. Оборудование для подъема продукции пластов из скважин.

IV. Оборудование для воздействия на пласт.

V. Оборудование для ремонтных работ на скважине.

VI. Оборудование для сбора и подготовки нефти и газа к транспортированию.

1.2. Оборудование общего назначения

К оборудованию общего назначения относится оборудование ствола и устья скважины, передаваемой в эксплуатацию; трубы, применяемые на промысле при различных способах добычи, при воздействии на пласт и ремонте скважин, трубы для газо-, нефте- и водопроводов, уплотнители (пакеры), устанавливаемые в скважине при добыче нефти, ремонте скважин и воздействии на пласт.

1.2.1. Оборудование ствола скважины, законченной бурением

Состав.

Состав оборудования ствола скважины обусловливается ее конструкцией, которая, в свою очередь, определяет возможность применения того или иного оборудования для ее эксплуатации.

К оборудованию ствола скважины относятся колонны обсадных труб, концентрично устанавливаемых в скважине и колонные головки, обвязывающие обсадные трубы на устье скважины.

Назначение.

Колонны обсадных труб служат для закрепления стенок скважины, разобщения различных пластов и создания долговременного канала для извлечения добываемой среды или для нагнетания в скважины жидкости и газа. Обсадные трубы имеют различные диаметры и длины и скрепляются с породами геологического разреза цементным раствором. Первая внешняя обсадная колонна называется направлением (в некоторых случаях может отсутствовать). Вторая колонна, перекрывающая водоносные горизонты, - кондуктором. Внутренняя колонна является эксплуатационной. Между эксплуатационной колонной и кондуктором могут быть установлены промежуточные обсадные колонны. Внутренний диаметр эксплуатационной обсадной колонны ограничивает габариты спускаемого в скважину оборудования, а размеры и качество цементного «камня» определяют условия термического воздействия на пласт.

Колонные головки устанавливаются на устье скважины и предназначены для удержания в подвешенном состоянии колонны обсадных труб, герметизации межтрубных пространств и проведения ряда технологических операций. В частности, они должны позволять замерять давления в межколонном пространстве, отводить из них газ или заполнять их тяжелой жидкостью при газопроявлении через специальные отверстия в корпусе, закрытые пробками.

Основные параметры.

Основные параметры колонных обвязок:

- число обвязываемых колонн;

- диаметры;

- давления, на которые рассчитаны корпуса колонных обвязок,

- исполнение в соответствии с условиями эксплуатации.

Шифр.

Шифр оборудования обвязки обсадных колонн условно представляется в виде ОКХ₀Х₁—X₂—X₃X₄X₅X₆, где ОК — оборудование обвязки колонн; Х₀—способ подвешивания колонн (К или М - соответственно на клиньях или муфте); Х₁ — число колонн, подвешиваемых на клиньях (без учета кондуктора); X₂ — рабочее давление; X₃ — диаметр эксплуатационной колонны; X₄ — диаметр первой промежуточной колонны; X₅ — диаметр кондуктора; X₆ — исполнение климатическое и по коррозионной стойкости.

Например, ОКК2—350—140x219х426К2 - оборудование обвязки колонн с клиньевой подвеской двух колонн, рабочим давлением 350 ат., диаметром эксплуатационной колонны 140 мм, диаметром промежуточной колонны и кондуктора 219 и 426 мм, для сред, содержащих Н₂S и СО₂ до 6 %.

Разновидности.

По условиям эксплуатации выделяют три группы колонных обвязок: для умеренного макроклиматического района – 1) некоррозионной и 2) коррозионной сред; 3) для холодного макроклиматического района и некорозионной среды (тип ХЛ).

Коррозионно-стойкое исполнение может быть типа К2 - для скважин, продукция которых содержит (по объему) сероводород Н₂S и углекислый газ CO₂ соответственно до 6 % без ингибирования рабочей среды, К2И – с ингибированием и КЗ –без ингибирования рабочей среды, содержащей Н₂S и CO₂ до 25 %.

По конструкции различают следующие типы оборудования обвязки обсадных колонн:

- ОКМ – с муфтовой подвеской обсадных труб

- ОКК – с клиньевой подвеской.

- ОКБ - позволяет в одном корпусе обвязать три обсадных колонны .

Оборудование обвязки типа ОКМ рассчитано на давление 14 МПа и подвески двухколонных труб диаметром эксплуатационной колонны 140, 146, 186 мм.

Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКК и ОКБ (???) рассчитано на давление 21, 35 и 70 МПа и предназначено для подвешивания двух и более обсадных колонн, их разобщения и герметизации.

Колонная обвязка типа ОКК состоит из отдельных сборочных единиц – колонных головок – нижней, промежуточных и верхней. Нижняя колонная головка ГНК – присоединяется непосредственно к верхному концу кондуктора с помощью:

- исполнение 1 – внутренней резьбы на корпусе головки

- исполнение 2 – наружной резьбы

- исполнение 3 – посредствем сварки.

Остальные колонные головки устанавливают на устье последовательно по мере спуска в скважину и цементирования обсадных колонн, закрепляя их при помощи клиньев и манжет (пакеров). Количество колонн и соответственно колонных головок может колебаться от 1 до 5. В верхней части колонных головок имеется фланец для подсоединения к нему установки противовыбросового оборудования (в процессе бурения) и фонтанной или другой арматуры ( в процессе эксплуатации).

Каждая колонная головка оснащена манифольдами с арматурой и манометрами.

В среднем диаметры труб : от 140 мм – для эксплуатационной колонны до 720 – для кондуктора. Нежелательно превышение высоты обвязки колонных головок 2700 мм.

Конструктивная схема.

Ниже изображено оборудование колонных обвязок типа ОКМ (рис.1.1.) и ОКК (рис.1.2 а и б.)

Рис. 1.1. Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКМ, рассчитанное на давление 14 Мпа:

1 – кран пробковый проходной типа КППС; 2 – корпус; 3 – манометр; 4 – муфтовая подвеска; 5 – стопорный винт.

а

б

Рис. 1.2. Колонные головки типа ОКК

а – с одной обсадной колонной б – с тремя колоннами (не считая направление)

В двухколонной колонной головке, изображенной на рис.1.2.а первый ряд труб подвешивают на резьбе в корпусе (катушке) 1. Внутри катушки располагается клиновая подвеска 2, в которой закрепляют второй ряд труб. Межтрубное пространство герметизируют при помощи уплотнителя 3. Свободный конец воторой колонны приваривают к катушке 4 колонной головки. Сварной шов герметизирует межтрубное пространство, если уплотнитель 3 не обеспечивает надежной герметизации.

Трехкорпусная колонная обвязка (рисунок 1.2 б) состоит из однофланцевой колонной головки 1 и двухфланцевых колонных головок 2 и 4. Колонные головки включают корпуса 9, 13, 16, клиньевые подвески 8, 12 и 15, пакеры (уплотнители), состоящие из опорных (нижних) и нажимных 6 (верхних) колец и упругих уплотнителей 5, 7. На боковых отводах корпусов колонных головок устанавливают манифольды контроля давления, состоящие из запорных устройств 10, 14, 17, манометров 11 соответствующего класса, фланцевых или резьбовых заглушек 3.