1327

4.Для насосной эксплуатации скважин установками штанговых на­ сосов;

5.Для насосной эксплуатации скважин при одновременной и раз­ дельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной.

[V Оборудование для воздействия на пласт:

1.Для повышения пластового давления и вытеснения нефти водой, газом и реагентами;

2.Для термического, термохимического и химического воздействия на пласт;

3.Для волнового и механического воздействия на коллектор пласта;

4.Для одновременной и раздельной обработки нескольких пластов через одну скважину.

VОборудование для ремонтных работ на скважине:

1.Вышки и мачты;

2.Подъемники и самоходные агрегаты;

3.Механизмы для свинчивания и развинчивания труб и штанг и для прочих работ при ремонте на скважине;

4.Инструмент;

5.Оборудование для проведения работ с использованием колонн непрерывных наматываемых труб и штанг; 6. Агрегаты для обслуживания и ремонта поверхностного оборудо­

вания скважин.

VI. Оборудование для сбора и подготовки нефти и газа к транспортиро­ ванию:

1.Для сбора продукции скважин;

2.Для подготовки нефти и газа к транспортированию;

3.Для обработки и использования пластовых и сточных вод;

4.Для замера дебита и основных показателей работы месторождения. VII. Оборудование для диагностики состояния нефтегазопромыслового

оборудования.

РАЗДЕЛ 1. ОБОРУДОВАНИЕ, ПРИМЕНЯЕМОЕ ПРИ РАЗЛИЧНЫХ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ РАБОТАХ

В данном разделе рассматривается оборудование, которое может применяться при различных способах добычи нефти и газа, подъеме из скважин воды, ремонтных работах, при сборе и транспортировании нефти, газа и вода. Прежде всего, это оборудование скважины, переда­ ваемой в эксплуатацию, затем трубы, применяемые на промысле при фонтанной, компрессорной и насосной добыче, при воздействии на пласт и ремонте скважин, трубы для газо-, нефте- и водопроводов, про­ ложенных по территории промысла, уплотнители (лакеры), устанавли­ ваемые в скважине при различных способах добычи нефти, ремонте скважин и воздействии на пласт, и различные приводы машин.

1.1. ОБОРУДОВАНИЕ СТВОЛА СКВАЖИНЫ, ЗАКОНЧЕННОЙ БУРЕНИЕМ

Оборудование ствола скважины, законченной бурением, обусловли­ вается в основном ее конструкцией, от которой в значительной степени зависят выбор и возможность применения оборудования для его экс­ плуатации, интенсификации добычи или ремонта скважины.

Как известно, в понятие конструкции скважины входят, в частности, диаметр ствола скважины, который определяется размером долота, глу­ бина бурения, диаметры, толщина стенок и глубина спуска секций об­ садных колонн, высота поднятия цементного раствора, глубины распо­ ложения зон перфорации, инклинограмма. При многих эксплуатацион­ ных работах для правильного оснащения скважины оборудованием и выбора наиболее рационального технологического режима необходимы сведения об этих параметрах.

Наиболее часто при эксплуатации необходимо знать размеры и инклинограмму эксплуатационной колонны и конструкцию обвязки обсадных труб на устье скважины, т. е. конструкцию колонной головки. Внутренний диа­ метр обсадной колонны ограничивает габариты оборудования, спускаемо­ го в скважину. А от габаритов оборудования зависят его параметры, в ча­ стности подача скважинного насоса и мощность привода скважинных на­ сосов с погружным электродвигателем. В некоторых случаях малый диа­ метр эксплуатационной колонны скважины может ограничить отбор про­ дукции пласта через данную скважину. Инклинограмма определяет опти­ мальные интервалы установки оборудования и возможность проведения слускоподъемных операций в скважине. Сведения о колонной головке и

Колонная головка при эксплуатации скважины должна не только герметизировать межтрубные пространства, но и позволять замерять в них давление, отводить из них газ или заполнять их тяжелой жидко­ стью при газопроявлении. Для этого в колонных головках имеются от­ верстия, закрытые пробками. Вместо пробок можно подсоединять трубки манометров или технологические трубопроводы. В некоторых случаях должно быть обеспечено передвижение колонн относительно друг друга без потери герметичности загрубного пространства (напри­ мер, в случае подачи в скважину теплоносителя). Тогда колонная го­ ловка оснащается сальником, который позволяет эксплуатационной колонне перемещаться в вертикальном направлении без нарушения герметичности затрубного пространства.

1.2. НЕФТЕПРОМЫСЛОВЫЕ ТРУБЫ

При добыче нефти трубы применяются для крепления стволов сква­ жин и для образования каналов внутри скважин, подвески оборудования в скважине, прокладки трубопроводов по территории промысла. Типы применяемых труб весьма разнообразны, но можно выделить четыре ос­ новные группы: бурильные, обсадные, насосно-компрессорные и для нефтепромысловых коммуникаций.

Первые три вида нефтепромысловых труб имеют на каждой трубе на расстоянии 0,4...0,6 м от ее конца, свободного от муфты, клейма, на которых указываются: условный диаметр (в мм) и номер трубы, группа прочности стали, толщина стенки, месяц и год выпуска, товарный знак завода-изготовителя.

Рядом с клеймами вдоль образующей трубы наносят устойчивой светлой краской данные, повторяющие информацию клейма.

1.2.1. БУРИЛЬНЫЕ ТРУБЫ

При проведении ряда работ, связанных с восстановлением работо­ способности эксплуатационных скважин, часто используются буриль­ ные трубы (БТ). Однако малые диаметры обсадных колонн, в которых проводятся ремонтные и буровые работы, накладывают ограничения в использовании разных типоразмеров БТ. Основные показатели БТ, ис­ пользуемых в добыче нефти и газа, представлены в табл. 1.2.1. Необхо­ димо отметить, что при проведении бурильных работ (разбуривание песчаных пробок, фрезерование и т. д.) часто используются бурильные геолого-разведочные или насосно-компрессорные трубы.

Рис. 1.2.2. Бурильные трубы с высаженными наружу концами и муфты к ним

Примеры условных обозначений бурильных труб и муфт к ним:

а) труба диаметром 140 мм с высаженными внутрь концами с тол­ щиной стенки 9 мм, из стали группы прочности Д - Труба 140 X 9 Д ГОСТ 631\

б) та же труба, но повышенной точности изготовления - Труба Л 140X9 Д ГОСТ 631\

в) труба с высаженными наружу концами из стали группы прочно­ сти Е, обычной точности изготовления -- Труба Н 140 X 9 Е ГОСТ 63 /;

г) муфта к той же трубе - Муфта Н 140X9 Е ГОСТ 631.

Для труб и муфт с левой резьбой в условном обозначении после слов “труба” или “муфта” ставится буква Л.

Трубы бурильные поставляются следующих длин:

а) при условном диаметре от 60 до 102 мм - 6,8 и 11,5 м; б) при условном диаметре от 114 до 168 мм - 11,5 м. В партии до­

пускается до 25 % труб длиной 8 м и до 15 % - длиной 6 м. Длина тру­ бы определяется расстоянием между ее торцами, а при навинченной муфте - расстоянием от свободного торца муфты до последней риски резьбы противоположного конца трубы.

Допускается применение бурильных труб длиной 11,5 м, сваренных встык по месту высадки (из двух труб) по специальным техническим условиям.

Допускаются следующие отклонения по размерам и массе труб и муфт:

а.По наружному диаметру трубы:

при обычной точности изготовления ±1 %; при повышенной точности изготовления ±0,75 %.

За высаженной наружу частью трубы на длине не более 100 мм до­ пускается увеличение наружного диаметра трубы до 1 мм.

б. По наружному диаметру муфты ±1 %.

в.По толщине стенки:

для труб обычной точности изготовления ± 12,5 %; для труб повышенной точности ±10 %.

Плюсовые отклонения по толщине стенки ограничиваются массой труб. г. По диаметру цилиндрической расточки муфты ±1 мм.

д. По наименьшему внутреннему диаметру высаженной части труб с внутренней высадкой ± 1,5 мм.

У труб с высаженными наружу концами соответствие внутреннего диаметра трубы номинальному проверяют на длине 400 мм от обоих концов трубы жестким двойным шаблоном длиной 150 мм. Диаметры шаблонов должны быть меньше номинального внутреннего диаметра трубы на 3 мм, для труб с условным диаметром 140 мм допускается уменьшение диаметра шаблона до 5 мм.

е. По длине труб: для труб длиной 6 м - отклонение +0,6 м, длиной 8 м - отклонение +0,6 м, длиной М м - отклонение +0,9 м.

В партии труб допускается до 10 % труб каждой длины с отклоне­ нием - 0,3 м.

ж. По длине муфты +3 мм.

з.По массе для отдельной трубы: обычной точности изготовления +9 %;

повышенной точности изготовления +6,5 %.

Трубы могут иметь овальность и разностенность, однако размеры их должны находиться в пределах допускаемых отклонений по наружному диаметру и толщине стенки.

Кривизна труб на концевых участках, равных одной трети длины трубы, не должна превышать 1,3 мм на 1 м. Общая кривизна всей тру­ бы, т. е. стрела прогиба, замеренная на середине трубы, должна быть не больше 1/2000 длины трубы. Кривизна на концевых участках трубы исчисляется как частное от деления стрелы прогиба (в мм) нз расстоя­ ние от места измерения до ближайшего конца трубы (в м). При измере­ нии кривизны труб с высаженными наружу концами длина высаженной части в расчет не принимается.

На наружной и внутренней поверхностях труб и муфт не должно быть плен, раковин, закатов, расслоений, трещин и песочин. Допуска­ ются вырубка и зачистка этих дефектов только вдоль оси трубы при условии, что их глубина не превышает допускаемых отклонений по толщине стенки. Заварка, зачеканка или заделка дефектных мест не до­ пускаются. Поверхность высаженной части трубы и место перехода ее к телу трубы не должны иметь резких уступов.

На внутренней поверхности высаженных наружу концов допуска­ ются отдельные пологие незаполнения металлом:

а) для труб условным диаметром 60... 102 мм - до трех незаполнений глубиной до 2 мм, протяженностью до 25 мм по окружности и ши­ риной до 15 мм;

б) для труб условным диаметром 114... 140 мм - до трех незалолнений глубиной до 3 мм, протяженностью до 50 мм по окружности и ши­ риной до 20 мм.

Трубы длиной 8 и 11,5 м поставляются без муфт, а длиной 6 м в комплекте с навинченными вручную муфтами. По требованию потре­ бителя муфты должны быть закреплены на муфтонаверточном станке; допускается также поставка муфт без труб.

Резьба муфт должна быть оцинкована или фосфатирована. При свинчивании труб с муфтами их резьбы должны быть покрыты смазкой, обеспечивающей герметичность соединения и предохраняющей резьбу от задиров и коррозии.

Химический состав сталей, из которых изготовляют бурильные трубы, в ГОСТ 631 не предусмотрен; указывается предельно допустимое содер­ жание вредных примесей - серы и фосфора (не более 0,045 % каждого).

Для изготовления труб кроме углеродистых сталей используют ле­ гированные; 38ХНМ, 36Г2С, 35ХГ2СВ, 35ХГ2СМ и др.

Трубы группы прочности “К” и выше изготовляются из легированных сталей с последующей термообработкой (нормализация, нормализация с от­ пуском) или из углеродистых сталей с последующей закалкой и отпуском.

Муфты для труб условным диаметром 114 мм и менее поставляют из стали следующей группы прочности с более высокими механиче­ скими свойствами. Допускается поставка этих труб и муфт из стали одной группы прочности. Трубы диаметром более 114 мм и муфты к ним должны поставляться одной группы прочности.

Для улучшения механических свойств, уменьшения внутренних на­ пряжений трубы и муфты термически обрабатывают.

Проверке механических свойств металла должны быть подвергнуты образцы, вырезанные из высаженной части трубы и из муфтовой заго­ товки. Образцы вырезают вдоль любого конца трубы и муфтовой заго­ товки методом, не вызывающим изменения структуры и механических свойств металла. Испытание на растяжение по ГОСТ 10006 проводят, как правило, на коротких продольных образцах; испытание на ударную вязкость выполняют по ГОСТ 9454

Кроме проверки механических свойств, для выявления внутренних напряжений и пластических свойств трубы подвергают испытанию на сплющивание. Испытание проводят по ГОСТ 8695 на кольцевых образ­ цах шириной 60 мм, отрезаемых от обоих концов гладкой части терми­ чески обработанной трубы.

Для соединения труб в колонну используется коническая трубная резьба, выполненная в соответствии с ГОСТ 631. ГеометрИческие ха­ рактеристики резьбы представлены на рис. 1.2.3 и в табл. 1.2 5