Студопедия

КАТЕГОРИИ:


Архитектура-(3434)Астрономия-(809)Биология-(7483)Биотехнологии-(1457)Военное дело-(14632)Высокие технологии-(1363)География-(913)Геология-(1438)Государство-(451)Демография-(1065)Дом-(47672)Журналистика и СМИ-(912)Изобретательство-(14524)Иностранные языки-(4268)Информатика-(17799)Искусство-(1338)История-(13644)Компьютеры-(11121)Косметика-(55)Кулинария-(373)Культура-(8427)Лингвистика-(374)Литература-(1642)Маркетинг-(23702)Математика-(16968)Машиностроение-(1700)Медицина-(12668)Менеджмент-(24684)Механика-(15423)Науковедение-(506)Образование-(11852)Охрана труда-(3308)Педагогика-(5571)Полиграфия-(1312)Политика-(7869)Право-(5454)Приборостроение-(1369)Программирование-(2801)Производство-(97182)Промышленность-(8706)Психология-(18388)Религия-(3217)Связь-(10668)Сельское хозяйство-(299)Социология-(6455)Спорт-(42831)Строительство-(4793)Торговля-(5050)Транспорт-(2929)Туризм-(1568)Физика-(3942)Философия-(17015)Финансы-(26596)Химия-(22929)Экология-(12095)Экономика-(9961)Электроника-(8441)Электротехника-(4623)Энергетика-(12629)Юриспруденция-(1492)Ядерная техника-(1748)

Випробування колонних головок




ВСТУП

Імпульсно-ударний вплив на заготовку часток абразиву з ультразвуковою частотою

Ультразвукова обробка

Частота коливань 20 КГц

амплітуда 0,01…0,06 мм

зернистість 150…180 мкм

співвідношення з водою 1:1 або 1:2

Ra = 0,32 мкм

4. Анодне розчинення металу

Анодно-механічна обробка

деталь – анод

інструмент - катод

V = 20…30 В

I = 80…300 А

електроліт – водяний р-н рідкого скла

 

СПИСОК ЛІТЕРАТУРИ

1. Некрасов С.С. Обработка материалов резанием.-М.:Агропромиздат,

1988.-336 с.: ил.

2. Чернов Н.Н. Металлорежущие станки. –4-е изд., перераб. и доп.

-М.:Машиностроение, 1988, -416 с., ил.

3. Навчальний посібник для лабораторних робіт по дисципліні

"Технологія конструкційних матеріалів і матеріалознавство"

розділ: Обробка конструкційних матеріалів різанням.

– Мелітополь:ТДАТА

4. Сологуб М.А. Рожнецький І.О., Некроз О.І. та ін. Технологія

конструкційних матеріалів. За ред. М.А. Сологуба. –К.:Вища школа,

1993, -300 с., ил.

 

 

 

 


56,1,2,55,54,3,4,53,52,5,6,51

50,7,8,49,48,9,10,47,46,11,12,45

44,13,14,43,42,15,16,41,40,17,18,39

38,19,20,37,36,21,22,35,34,23,24,33

32,25,26,31,30,27,28,29

 

Нафтогазовий комплекс є потужною галуззю народного господарства України. Подальший розвиток нафтогазової галузі пов’язаний з удосконаленням методів і засобів розробки нафтових і газових родовищ, збільшенням видобування із надр запасів нафти і газу.

Розв’язання цих задач пов’язано з підготовкою висококваліфікованих спеціалістів, які повинні володіти досконало технологією і технікою для того, щоб кваліфіковано її обслуговувати і ефективно використовувати.

Нафтогазопромислове обладнання забезпечує виконання технологічних процесів при розробці нафтових, газових і газоконденсатних родовищ, а саме: підйом продукції свердловин на поверхню, відновлення або інтенсифікація притоку продукції пласта, різноманітні ремонтні роботи на свердловинах, збір і підготовка продукції до використання та транспортування.

Курс „Машини та обладнання для видобутку нафти і газу” – одна із дисциплін, яка завершує навчальний план підготовки бакалавра за напрямком „Нафтогазова справа”.

Ефективне використання обладнання відповідно до його технічної характеристики для забезпечення потреб передової технології та економним витрачанням засобів може спеціаліст, який добре вивчив конструктивні особливості існуючих машин і механізмів, ознайомлений з їх можливостями та недоліками і має досвід роботи з машинами. Такі знання в повному обсязі може набути лише з практичною діяльністю, а в даному курсі закладено теоретичні основи для грамотної експлуатації обладнання, вивчення теорії робочих процесів, конструктивне виконання основного обладнання та їх головні технічні показники.

Запропонований курс лекцій складається з двох частин, розрахований на два семестри.

1 КЛАСИФІКАЦІЯ ОБЛАДНАННЯ, МАШИН ТА СПОРУД ДЛЯ ЕКСПЛУАТАЦІЇ НАФТОВИХ І ГАЗОВИХ РОДОВИЩ

 

Процес експлуатації нафтових і газових родовищ включає роботи, які починаються з освоєння експлуатаційних свердловин і закінчуються підготовкою, заміром та відправкою продукції (нафти і газу) споживачеві.

Для їх виконання необхідно мати різноманітне обладнання, яке експлуатуються в різних кліматичних умовах. Темпи розвитку нафтогазовидобувної промисловості призводять до його швидкого обновлення, створення нових конструкцій і типорозмірів. Для вивчення цієї різноманітності технічних засобів проведена їх систематизація, основу якої складає класифікація за технологічним призначенням.

За технологічним призначенням обладнання можна поділити на 9 основних груп, кожна з яких складається з декількох підгруп, до яких і входять конкретні технічні засоби даної групи.

І група. Обладнання експлуатаційної свердловини:

1 Обсадні колони.

2 Колонні головки.

3 Фільтри.

4 Відсічніклапани пласта.

5 Пакери.

6 Присвердловинні споруди.

ІІ група. Обладнання для підйому продукції зі свердловин:

1 Для фонтанної експлуатації свердловин.

2 Для газліфтної експлуатації свердловин (компресор-

ний і безкомпресорний методи).

3 Для насосної експлуатації свердловин установками безштангових насосів.

1 Для насосної експлуатації свердловин установками штангових насосів.

2 Для насосної експлуатації свердловин при одночасній і

роздільній експлуатації декількох пластів однією свердловиною.

ІІІ група. Обладнання для підземного ремонту, освоєння та обробки свердловин:

1 Вишки та щогли.

2 Підйомні установки та агрегати.

3 Засоби механізації для згвинчування та розгвинчуван- ня труб і штанг, а також інших робіт при ремонті на свердловині.

4 Інструмент для спуско-підйомних операцій з трубами або штангами.

5 Обладнання для освоєння свердловин.

6 Обладнання для проведення робіт з використанням колон безперервних намотуваних труб і штанг.

7 Обладнання для ремонту свердловин під тиском.

8 Обладнання для ліквідації відкритих фонтанів.

9 Обладнання для промивання свердловин.

10 Обладнання для депарафінізації свердловин.

11 Обладнання для капітального ремонту свердловин.

12 Інструмент для капітального ремонту свердловин.

13 Обладнання для внутрішньосвердловинних робіт.

14 Агрегати для обслуговування та ремонту поверхневого обладнання свердловин.

ІV група. Обладнання, споруди для інтенсифікації видобутку нафти і газу та для збільшення нафтовіддачі пластів:

1 Для підтримання пластового тиску і витіснення нафти водою, газом та реагентами.

2 Для хімічної, термічної та термохімічної дії на пласт.

3 Для хвильової та механічної дії на колектор пласта.

4 Для одночасної та роздільної обробки декількох пластів через одну свердловину.

V група. Обладнання для експлуатації морських нафтогазових і газових промислів:

1 Кущові стаціонарні платформи.

 

2 Центральні стаціонарні платформи.

3 Опори стаціонарних платформ.

4 Блоки обладнання.

5 Обладнання для експлуатації свердловин.

6 Підводне обладнання.

7 Обладнання для безпристанного наливу нафти.

8 Берегові споруди та обладнання, енергетичне обладнання, флот спеціалізованого обслуговування, водолазний комплекс.

VІ група. Обладнання для збору і підготовки нафти і газу до транспортування:

1 Для збору продукції свердловини.

2 Для підготовки нафти і газу до транспортування.

3 Для обробки і використання пластових та стічних вод.

4 Для заміру дебіту і основних показників роботи нафтогазоносного пласта.

5 Трубопровідні комунікації, насосні та компресорні установки.

VІІ група. Обладнання для діагностики стану нафтогазопромислового обладнання.

VІІІ група. Обладнання ремонтно-механічної служби для підтримування в працездатному стані всього парку машин, спеціального обладнання, споруд.

ІХ група. Обладнання служби енергетики.

 


1.1 Обладнання експлуатаційної свердловини

Обладнання експлуатаційної свердловини забезпечує нормальне її функціонування. Надійність і ефективність обладнання цієї групи повністю визначає надійність роботи свердловини. Обладнання експлуатаційної свердловини включає: колони обсадних труб, колонні головки, фільтри, відсічні клапани пласта, пакери, присвердловинні споруди.

Колони обсадних труб утворюють стовбур свердловини і забезпечують її надійність. Обсадні труби відрізняються конструкцією і номінальними розмірами.

Колонна головка з’єднує на усті свердловини обсадні колони в єдину систему, одночасно служить базою для монтування експлуатаційного обладнання, спущеного у свердловину та установки на неї устьового обладнання. Колонні головки виготовляються і постачаються декількох конструктивних варіантів, розмірів і параметрів для свердловин різних глибин, з різними середовищами та тисками.

Фільтри оснащують свердловину в зоні продуктивного пласта для фільтрації пластової рідини чи газу. Крім фільтрів, які утворені обсадною колоною в результаті її перфорації, використовують сітчасті, гравійні, металокерамічні фільтри в багатьох варіантах конструкції та розмірів.

Відсічні клапани пласта встановлюються над фільтром для попередження відкритого (аварійного) фонтанування свердловини. Відсічнимиклапанами пласта оснащують фонтануючі свердловини. Клапани відрізняються типом, будовою, розмірами, матеріалами та характеристиками.

Пакери встановлюють в свердловині для її поділу на окремі ділянки і їх герметизації. Пакери випускають різних типів та розмірів.

Присвердловинне обладнання в більшості випадків пред-

ставляє собою горизонтальні бетоновані або грунтові площадки. У випадках розміщення промислу на заболочених територіях слід встановлювати міцні, крупногабаритні металоконструкції.

Більш детально розглянемо наступне обладнання.

 

1.1.1 Обсадні труби

 

Обсадні труби виготовляють за ГОСТ 632-80. Труби можуть бути з короткою, нормальною і подовженою різьбами. При цьому регламентуються: зовнішній діаметр, товщина стінки, внутрішній діаметр, теоретична маса 1 м труб, відповідні розміри муфт. Найбільш часто при видобутку нафти використовують обсадні труби умовним діаметром 146 мм із внутрішнім діаметром 130 мм і більше (товщина стінки до 8 мм) і 168 мм із внутрішнім діаметром 148 мм (товщина стінки до 10 мм). Для газових свердловин найбільше використовують обсадні колони діаметром 168, 178, 219 і

273 мм.

Труби поставляють довжиною від 9,5 до 13 м. В партії може бути не більше 20 % труб довжиною від 8 до 9,5 м і більше 10 % довжиною від 5 до 8 м.

Обсадні труби виготовляються з сталей груп міцності С, Д, К, Е, Л, М і Р.

Різьба труб за ГОСТ 632-80 - спеціальна, трикутна або трапецієподібна.

Обсадні колони, які зібрані із окремих труб, разом із цементним кільцем герметизують затрубну (стволову) частину свердловин, відокремлюючи пласти між собою і з її внутрішньою порожниною.

1.1.2 Колонна головка (обв’язка)

 

Колонна головка призначена для розмежування міжко-

лонних просторів і контролю за тиском в них. Її встановлюють на різьбі або за допомогою зварювання на кондукторі. Проміжні та експлуатаційні колони підвішують на

 

клинах.

Конструкція колонної головки передбачає можливість:

- відновлення герметичності міжколонних просторів подачею в міжпакерну порожнину консистентного мастила;

- опресовки фланцевих з’єднань;

- контролю і розрядки тиску середовища в міжколонних просторах;

- проведення цементування свердловини.

Конструктивно колонна головка – це поєднання декількох зв’язаних між собою елементів – котушок або хрестовин, які утримують обсадні колони. Число цих елементів залежить від числа обсадних колон свердловини.

Умови роботи колонної головки досить складні: навантаження від ваги обсадних колон може перевищувати в глибоких свердловинах декілька сот кілоньютонів. Елементи колонної головки сприймають також тиск від середовища, яке контактує з ними. При наявності в пластовій рідині або газі Н2S, СО2, або при сильній мінералізації пластових вод колонна головка піддається корозійному впливу. В глибоких свердловинах при закачуванні теплоносіїв їх стовбури і колонні головки нагріваються до 150 – 200 оС, в умовах півночі можуть охолоджуватись до температур, нижчих від мінус 60 оС.

Порушення надійності колонної головки неминуче призводить до серйозних аварій, завдавання шкоди навколишньому середовищу, а в окремих випадках може бути причиною виникнення пожежі, вибухів, нещасних випадків.

Колонні головки, особливо багатоколонних свердловин, мають великі маси і вертикальні габарити. Висока їх металомісткість і велика потреба в них призводить до необхідності витрати на їх виготовлення значної кількості легованої сталі.

Із збільшенням вертикального габариту колонної головки ускладнюється обслуговування свердловини.

Перелічені особливості умов роботи колонних головок

роблять обов’язковими при їх конструюванні виконання цілого ряду вимог: забезпечення високої надійності всіх елементів в цілому колонної головки протягом терміну служби свердловини в будь-яких умовах її експлуатації, мінімальної металомісткості і вертикальних габаритів.

На рисунку 1.1 показано схеми обв’язки устя свердловин при їх двоколонній (а) та триколонній (б) конструкції.

а)
б)

1- кондуктор; 2 - експлуатаційна колона; 3 - фланець кондуктора; 4,5 - корпус; 6 - патрубок із фланцями; 7 - проміжна обсадна колона

Рисунок 1.1 - Обв’язка устя свердловин при їх двоколонній (а) та триколонній (б) конструкції

 

Колонна головка для обв’язки двох колон (рис. 1.2) складається з корпусу 4, нагвинченого (привареного) на обсадну колону (кондуктор) 6. Внутрішня поверхня корпусу конічна, і в ній розміщені клини 3, які втримують внутрішню (експлуатаційну) колону обсадних труб 7. На фланці корпусу встановлена котушка 1, яка насаджена на трубу і, як правило, приварена до неї. Котушка шпильками з’єднана з корпусом.

Міжтрубні простори відокремлюються ущільненням 2, на колонній головці передбачена засувка 5 для забезпечення доступу в затрубний простір. Вертикальний розмір такої колонної головки біля 1 м, маса залежно від діаметра обсадних труб до 500 - 550 кг.

Такими головками обладнують свердловини глибиною до 1500 - 2000 м із тиском до 25 МПа.

1 - перехідна котушка; 2 - ущільнення; 3 - клини; 4 - корпус;

5 - засувка; 6 - кондуктор; 7 - експлуатаційна колона

Рисунок 1.2 – Конструкція колонної головки

 

Виготовляють колонні головки для обв’язки свердловин із більшим числом обсадних колон: три-, чотири- і п’ять

(рис. 1.3). Принципові та конструктивні схеми таких колонних головок аналогічні.

До основних параметрів колонної головки відносяться: число обв’язуваних колон, їх діаметри, тиск, кліматичне виконання (для районів з помірним кліматом „У”, для холодної кліматичної зони – „ХЛ”), виконання – звичайне або корозійностійке.

Відповідності до стандарту колонні головки виготовляють на робочі тиски 14, 21, 35, 70 і 105 МПа.

Приєднувальні розміри, як і робочі тиски, колонних головок погоджені з розмірами і тисками противикидного обладнання та експлуатаційною арматурою устя свердловини. Шифр колонної головки включає: ОК – обладнання обв’язки

колон; К – клинова підвіска; число колон, які підвішені на клинах; робочий тиск; діаметри експлуатаційних, проміжних колон і кондуктора; виконання за корозійною стійкістю

 

а) б) в)

а) - триколонна обв’язка; б) - чотириколонна обв’язка;

в) - пятиколонна обв’язка

Рисунок 1.3 – Устьові колонні головки

 

(К1, К2, К3), К1 – для середовищ, що містять CO2 до 6%; К2 - для середовищ, що містять CO2 і H2S до 6 %; К3 - для середовищ, що містять CO2 і H2S до 25 %.

Наприклад, ОКК2-35-168´245´324 К1.

1.1.3 Розрахунок колонної головки

 

На колонну головку діє вага обсадних колон, високий

тиск робочого середовища. В багатьох випадках елементи обладнання піддаються корозії, гідравлічній ерозії від циркуляції промивального розчину, дії високих (150 – 250 оС) або низьких (до -60 оС) температур, розтягуючому зусиллю внаслідок температурних видовжень, незацементованої або неякісно зацементованої частини обсадних колон.

Під дією інтенсивного потоку рідини внутрішня поверхня елементів колонної головки зношується. З врахуванням важких умов роботи і тривалою експлуатацією основні елементи колонної головки (корпуси, хрестовини, котушки та ін.) виконуються значної товщини, литими, рідше із комбінованих заготовок з литим корпусом і привареними кованими або штампованими горловинами і фланцями. Основні деталі виготовляються зі сталей, легованих хромом, марганцем, нікелем, молібденом (сталі марок 40ХН, 40Х, 35ХМ, 20ХГС), клини – з сталі 20 з цементацією і гартуванням або із сталі 40ХН з гартуванням. При розрахунку деталей коефіцієнт запасу міцності береться не менше 2,5 – 3,0.

Для розрахунку деталі колонних головок розбивають на окремі елементи. Більшість елементів мають основну форму у вигляді циліндричної оболонки. Якщо товщина стінки деталі не перевищує 10 % внутрішнього діаметра, то її вважають тонкостінною. Такі циліндричні деталі розраховують за поширеною формулою

р, (1.1)

де sр - діюче розтягуюче напруження;

Р - розрахунковий тиск середовища;

Dc - середній діаметр оболонки;

d - товщина стінки;

[s]р - допустиме напруження розтягу матеріалу деталі.

При відношенні R/r > 1,1 оболонка вважається товстостінною і тоді розрахунок проводиться за формулою

sр = P £ [s]р, (1.2)

де R, r - зовнішній і внутрішній радіуси оболонки.

При використанні клинових підвісок необхідно перевірити їх на граничне навантаження за найбільшою вагою підвішених обсадних колон. Верхня труба колони на ділянці контакту з клинами піддається дії осьових і радіальних навантажень (рис. 1.4). Між клинами та корпусом з однієї сторони, клинами та трубою з другої діють сили тертя:

F1 = N1 · f1 i F2 = N2 · f2, (1.3)

де N1, N2 - нормальні складові зусиль на корпус і трубу;

f1 - коефіцієнт тертя тильної частини поверхні клинів з поверхнею корпусу;

f2 - коефіцієнт зачеплення клинів з трубою.

Надійність захвату клинами труб забезпечується підбором кута нахилу клинів a і коефіцієнтами f1 та f2.

Для надійного захвату необхідні умови:

tg a , f2 > f1 (1.4)

Рисунок 1.4 - Схема розрахунку клинового захвата

 

Граничне осьове навантаження, допустиме для клинової підвіски, виходячи з припущення, що напруження рівномірно розподілені по контактуючій тильній поверхні клинів:

Qmax = , (1.5)

де sу - границя плинності матеріалу труб;

F - площа перерізу труби;

с - коефіцієнт охоплення труби клинами, с 0,7;

dcp - середній діаметр труби;

l - довжина ділянки контакту (висота клинів);

- кут тертя між клинами та корпусом.

Із зменшенням кута a знижується і граничне навантаження. Рекомендується a = 7 - 12о. Стандартне значен-

ня a = 9о27¢45¢¢.

Температурні видовження незацементованої частини обсадних колон викликають розтягуючі зусилля в колонній головці, передаються шпилькам і послаблюють з’єднання елементів, порушуючи герметичність ущільнень. Оцінку впливу температурного режиму можна провести за зміною довжини вільної частини обсадної колони:

lt = l0(1 + αtDt), (1.6)

де l0 - початкова довжина розглядуваної ділянки обсадної колони;

αt - коефіцієнт лінійного розширення, для сталі αt 1,2·10-6;

Dt - різниця температур в свердловині і на поверхні.

 

 

1.1.4.1 Підприємство-виробник повинно проводити наступні випробування:

- на міцність і щільність корпусних деталей колонної головки (корпусів нижньої, середньої та верхньої секцій головки) пробним тиском згідно таблиці 1.1;

- на утримуючу здатність клинових підвісок обсадних труб;

- на герметичність пакерних ущільнень та з’єднань складових частин колонної головки тиском, рівним робочому.

Таблиця 1.1 – Значення пробних тисків для випробування корпусних деталей

Умовний прохід обладнання, мм Пробний тиск рпр, при робочому тиску рр, МПа
           
До 350 включно 2∙рр 1,5∙рр
Більше 350 1,5∙рр 2∙рр

 

1.1.4.2 Після спуску і цементування чергової обсадної колони та її обв’язки колонною головкою необхідно:

- опресувати міжпакерний простір шляхом закачування

ущільнювальної пасти спеціальним нагнітачем у міжпакерний простір на тиск, не більший 70 % від критичного зовнішнього тиску обсадної колони, на якій установлено ущільнення, але не більше робочого тиску колонної головки;

- опресувати разом з проміжною (експлуатаційною) обсадною колоною тиском, що відповідає максимальному тиску опресування колони на усті згідно плану робіт на кріплення свердловини, але не більше робочого тиску колонної головки;

- опресувати міжколонний простір повітрям на тиск, який вказаний в плані робіт, але не більший 60 % від тиску опресування попередньої обсадної колони.

1.1.4.3 Наведені в п. 1.4.2 нормативи є регламентованими для підприємств ДК "Укргазвидобування" і можуть змінюватися залежно від умов спорудження свердловин, розміщених в інших регіонах, а також від вимог національних стандартів інших країн.

Контрольні запитання

 

1 Яка потреба у класифікації нафтопромислового обладнання?

2 За яким принципом проводиться класифікація нафтопромислового обладнання?

3 Назвіть обладнання експлуатаційної нафтової і газової свердловини та його призначення.

4 Які основні параметри фонтанних свердловин і їх конструкції?

5 Які функції виконує колонна обв’язка?

6 Перелічіть технічні показники колонних обв’язок.

7 Перелічіть основні елементи колонної обв’язки.

8 Зарисуйте схему триколонної обв’язки свердловини.

9 Які основні принципи вибору типорозмірів і виконання колонних обв’язок?

10 Які навантаження діють на колонну головку під час експлуатації?

11 Із яких матеріалів виготовляють основні деталі колонної головки і якій термічній обробці їх піддають?

12 Запишіть основні формули для розрахунку корпусу колонної головки на міцність.

13 Зарисуйте розрахункову схему клинового захвата колонної головки.

14 Запишіть формулу для визначення граничного осьового навантаження клинової підвіски.

15 Які параметри занесені в шифр колонної головки ОКК2-35-168´245´324 К1?

16 Як проводять випробування колонної головки на міцність?

17 Як проводиться випробування колонної головки на герметичність (щільність)?

2 СВЕРДЛОВИННІ УЩІЛЬНЮВАЧІ (ПАКЕРИ)

2.1 Призначення. Параметри. Типи. Конструктивні

особливості

Пакери призначені для ізоляції верхньої частини обсадної колони від нижньої під час експлуатації нафтових, газових і нагнітальних свердловин, а також при проведенні ремонтно-профілактичних робіт у них.

Пакер – основний елемент свердловинного обладнання сучасних фонтанних, газліфтних, насосних та нагнітальних свердловин при однопластовій експлуатації і при одночаснороздільній експлуатації декількох пластів однією свердловиною.

Пакери також використовують при проведенні гідророзриву, кислотній та термічній обробці пласта, при ізоляційних роботах. Їх спускають в свердловину на колоні насосно-компресорних труб.

Перепади тисків, які сприймаються пакерами, знаходяться в інтервалі від 7 до 70 МПа. Температура навколишнього середовища при експлуатації свердловин може мінятись від 40 до 100 оС, а при тепловій дії на пласт досягає в деяких випадках 300 – 400 оС. Навколишнє середовище, в якому працює пакер, викликає корозію металу, а вміст в ній нафти і газу вимагає ретельного підбору матеріалу ущільнювальних елементів. Крім того, факторами, які ускладнюють роботу пакера, є відкладення солей, гідратів, смол, а також високий вміст механічних домішок в пластовій рідині.

Залежно від призначення і умов експлуатації конструктивне виконання елементів змінюється.

Розрізняють пакери наступних типів:

ПВ – пакер сприймає зусилля від перепаду тиску, яке спрямоване вверх;

ПН – те ж, яке спрямоване вниз;

ПД - те ж, яке спрямоване як вниз, так і вверх;

 

Герметичне розмежування простору експлуатаційної колони забезпечується підбором діаметра пакера відповідно до внутрішнього діаметра експлуатаційної колони труб.

Для сприйняття зусилля від перепаду тиску, який діє на пакер в одному чи двох напрямках, пакер повинен мати якір, наявність якого в шифрі пакера позначають буквою „Я”. Якорі переважно використовуються з пакерами типів ПВ і ПН.

За способами посадки пакери поділяють на гідравлічні (Г), механічні (М), гідромеханічні (ГМ).

Залежно від середовища, в якому застосовують пакери, передбачаються такі корозійностійкі виконання: К1 – вуглекислотостійкі, К2 і К3 – сірководневостійкі (вміст Н2S і СО2 відповідно 6 і 25 %), Т – термостійкі.

Пакери, які здатні сприймати зусилля від перепаду тиску, які направлені як вниз, так і вверх, можуть залишатись в свердловині, й виконувати свої функції і без колони НКТ, яку піднімають після посадки пакера. В цьому випадку для від’єднання колони труб від пакера і повторного з’єднання її з ним використовують роз’єднувачі колон, які встановлюються над пакером.

Для підготовки стінок експлуатаційної колони труб під посадку пакера і якоря з метою забезпечення надійності їх роботи застосовують свердловинні інструменти (скребки та колонний інструмент).

Основний елемент пакера - ущільнювальні елементи. Цей елемент ущільнює простір, розширюючись під дією осьового навантаження. Він притискається до обсадної колони і штока пакера із зусиллям, яке необхідне для створення герметичності. Осьове навантаження в пакері створюється вагою НКТ, а опорою пакера служить шліпсовий захват.

 

2.2 Конструкції ущільнювального елементу

 

Ущільнювальні елементи пакерів діляться на наступні:

1 Елементи, які розширюються при дії осьового

 

навантаження (рис. 2.1, а,б). Матеріалом для таких ущільнень

 

а - з ущільнювальним елементом, який розширяється при дії осьового навантаження із шліпсовою опорою на обсадну колону;

б - самоущільнювальний пакер (опора не показана);

1 - проріз втулки; 2 - штифт; 3 - втулка; 4 - пружина; 5 - шток пакера; 6,7 - ущільнювальні елементи; 8 - конус; 9 - шліпсовий захват

Рисунок 2.1 – Схеми пакерів різних конструкцій

 

може бути гума (рис. 2.2, а), прогумована і прографітова азбестова тканина (рис. 2.2, б) для високих температур - свинець. Осьове навантаження може створюватись вагою труб і тиском поршня, який підтискається перекачуваним середовищем.

2 Елементи, які розширюються при створенні в їх внутрішній порожнині надлишкового тиску (рис. 2.2, в). Основним матеріалом таких ущільнень служить гума.

3 Самоущільнювальні гумові (рис. 2.2, г). Ущільнювальні елементи перших двох типів (рис. 2.2, а,б) можуть бути притиснуті до обсадної колони з необхідною силою при достатній вазі НКТ. При цьому нижня частина колони труб піддається поздовжньому згину.

Елементи останніх двох типів (рис. 2.2, в, г) не вимагають передачі ваги НКТ обсадній колоні для їх ущільнення. Це їх перевага. Для створення надлишкового

 

тиску всередині ущільнювального елементу за схемою

(рис. 2.2, в) внизу НКТ встановлюється клапан. При подачі рідини виникає перепад тиску біля ущільнювального елемента

 

Рисунок 2.2 – Схеми ущільнень пакерів

і він розширюється. У деяких конструкціях пакера розширений ущільнювальний елемент фіксується в цьому положенні.

Самоущільнювальний елемент (рис. 2.2, г) опускається в обсадні труби, притискаючись до них з деяким натягом. Тому

гума повинна бути зносостійкою, а манжета використовуватись декілька раз.

В усіх інших ущільнювальних елементах між опорою елемента і обсадною колоною є зазор. Діаметральний зазор між ущільненнями пакера і обсадною колоною рівний 10 - 20 мм. Ущільнювальний елемент затискається в зазор під дією перепаду тиску. Це може викликати заклинювання пакера при його підйомі. Тому зазор стараються зробити малим, а під першим ущільнювачем розміщують другий елемент, який перекриває зазор, що

заповнений рідиною. Це перешкоджає затіканню в зазор матеріалу першого ущільнення. Іноді опора основного ущільнення виконується в вигляді набору косих шайб, які розпрямляються, коли на них натискає ущільнення і перекривають таким чином зазор.

Для ущільнювальних елементів використовується синтетична гума марок 4326, 4327, 3825 для пакерів з невеликою деформацією ущільнювального елемента і марок 4004, 3826-С для елементів з великою деформацією.

Ще одним з основних елементів пакера є опора пакера. Опора необхідна для сприйняття ваги НКТ при розтисканні ущільнювальних елементів перших типів і сприйнятті осьових зусиль при ущільненнях всіх видів (осьових зусиль, які виникають від тиску рідини на пакер при його роботі). Ці сили можуть досягти десятків і сотень кілоньютонів і діяти в різних напрямках.

Хвостовики, які виготовляють із насосно-компресорних або бурильних труб, рекомендується застосовувати при щільному вибої і обмеженій відстані між пакером і вибоєм (20 - 30, дуже рідко до 100 м). Найбільш поширений шліпсовий захват. Шліпсовий захват має конус 8 (рис. 2.1) і три шліпси 9 з насічкою, які притиснуті до конуса пружиною.

При спуску пакера або його підйомі шліпси розміщені у

нижній частині конуса і по діаметру вільно входять в обсадну колону. У цьому положенні вони втримуються штифтом 2 (рис. 2.1), який закріплений на штоці пакера і з’єднаний з НКТ. Штифт входить в паз втулки 3, до якої під’єднані шліпси. Таким чином, шліпси не зближуються з конусом, який також закріплений на штоці пакера. На місці установки пакера НКТ і шток пакера повертається так, щоб можна було вивести штифт 2 із короткого паза втулки 3 і перевести його в проріз втулки 1.

Втулка і шліпси в цей момент втримуються пружиною 4, тертя якої до обсадної колони сприймає вагу всіх цих деталей. Після повороту труб і штока пакера та подальшого їх спуску

конус увійде в шліпси, розсуне їх і притисне до обсадної колони. Насічка на шліпсах зафіксує їх в обсадних трубах.

Для збільшення надійності закріплення пакера іноді шліпси мають бурт, який входить у впадину муфтового з’єднання труб. Тоді створюється фіксована і більш надійна опора пакера.

Описаний механічний метод закріплення пакера в обсадній колоні на заданій глибині має суттєвий недолік – необхідність повороту колони НКТ. Існують інші методи фіксації і звільнення шліпсів, а саме з використанням гідромеханічних пристроїв.

Вище описані найбільш прості конструкції. Більшість сучасних пакерів досить зручні в експлуатації, але мають більш складну конструктивну схему керування.

Іноді осьове зусилля, яке діє на пакер, значне, і шліпсовий захват пакера не може надійно його сприймати. Тоді до пакера зі сторони низького тиску приєднують якір, який служить додатковою осьовою опорою. Залежно від конструктивного виконання якори бувають шліпсові і з радіальними плашками. Якір можна застосувати і без пакера у міжтрубному просторі.

Контрольні запитання

 

1 Яке призначення пакера?

2 На чому опускають у свердловину пакери?

3 Назвіть фактори, які визначають умови роботи пакерів.

4 Як поділяють пакери за способами посадки?

5 Назвіть типи ущільнювальних елементів пакера.

6 Із яких марок гуми виготовляються ущільнювальні елементи пакера?

7 Який зазор повинен бути між ущільненням пакера і обсадною колоною?

8 Яке призначення якоря?

9 В якому випадку до пакера приєднують якір?

10 Перелічіть основні причини відмов в роботі пакерів і якорів.

11 Які деталі пакера піддаються швидкому зношуван- ню?

12 Як розраховують і вибирають основні параметри пакера?

3 ОБЛАДНАННЯ ДЛЯ ПІДЙОМУ ПРОДУКЦІЇ ІЗ СВЕРДЛОВИН

 

3.1 Обладнання для експлуатації свердловин фонтанним способом

 

Після закінчення буріння свердловини, перед її освоєнням, із верхньої хрестовини колонної головки демонтують превентори, опускають насосно-компресорні труби (НКТ), а замість превенторів встановлюють трубну головку.

Залежно від призначення свердловини, методу її освоєння і експлуатації у свердловину опускають один або два концентричних ряди експлуатаційних труб (НКТ), які підвішують до трубної головки.

Обладнання фонтанної свердловини складається із наземного і підземного.

До наземного фонтанного обладнання відносяться фонтанна арматура і маніфольд фонтанної арматури, а також спеціальні вузли (наприклад, лубрикатор для забезпечення герметичності устя при спуску у свердловину вимірювальних приладів).

До підземного фонтанного обладнання відносяться колона НКТ, пакери, відсічні клапани, посадочний ніпель для встановлення відсічних клапанів тощо.

 

3.1.1 Насосно-компресорні труби

 

Із НКТ збирають колони, які опускають в свердловину. Колони НКТ можуть використовуватись для:

- підйому на поверхню пластової рідини (флюїду) або газу;

- підвішування в свердловині обладнання;

- подачі в свердловину рідини або газу (для здійснення технологічних процесів, інтенсифікації видобутку або підземного ремонту);

- проведення в свердловині ремонтних робіт.

НКТ виготовляються згідно ГОСТ 633-80, який передбачає виготовлення гладких труб і муфт до них, труб з висадженими назовні кінцями (В) і муфт до них, гладких високогерметичних труб (НКМ) і муфт до них, а також безмуфтових труб (НКБ) із висадженими назовні кінцями (рис. 3.1).

Рисунок 3.1 – Насосно-компресорні труби

 

Гладкі труби простіші у виготовленні, але їх кінці ослаблені нарізаною на них різьбою. Труби з висадженими назовні кінцями мають однакову міцність по тілу і по різьбі. Ці труби називають рівноміцними. Зовнішній діаметр їх муфти більший, ніж у труб із гладкими кінцями. У НКТ гладких і з висадженими кінцями різьба має конусність 1:16, заокруглена, з кутом профілю 60о (рис. 3.3). У труб НКМ і НКБ різьба також конічна, але з трапецевидним профілем. Різьбова частина труб з НКМ і НКБ має конічний гладкий кінець, який входить в конус муфтової частини різьбового з’єднання і створює додаткове ущільнення з’єднання.

НКТ мають кожна на відстані 0,4 - 0,6 м від її кінця, вільного від муфти, клейма (рис. 3.2), на яких вказують: умовний діаметр (в мм) і номер труби, групу міцності сталі, товщину стінки, місяць і рік випуску, товарний знак підприємства-виробника.

Поряд з клеймом вздовж твірної труби наносять стійкою світлою фарбою дані, що повторюють клеймо.

 

Рисунок 3.2 – Маркування труб

 

Умовні діаметри НКТ згідно ГОСТ 633-80: 27, 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102, 114 мм. Труби виготовляються з сталей груп міцності: д, к, е, л, М, Р, а також - алюмінієвого сплаву Д16Т.

Цей сплав має границю плинності ≈ 300 МПа, границя витривалості -110 МПа. Труби, які виготовлені з алюмінієвого сплаву, мають значно меншу масу, ніж сталеві, а їх міцність знижується в 1,25 раз стосовно до групи міцності сталі Д, в 1,67 рази - до К, в 1,83 рази – до Е. Таким чином, колони труб із алюмінієвого сплаву можна опустити глибше, ніж сталеві або вони будуть мати більший запас міцності при глибині однаковій з глибиною спуску сталевих труб.

Труби зі сплаву Д16Т володіють і більшою корозійною стійкістю у сірководневих середовищах, особливо підвищується їх корозійна стійкість при товстошаровому анодуванні.

Муфтове з’єднання гладких труб НКМ забезпечує

Рисунок 3.3 – Різьбова частина НКТ

 

герметичність з’єднань при тиску газу до 50 МПа. Міцність з’єднань складає 85 - 90 % міцності по тілу труби, що на

25 - 35 % перевищує міцність гладких НКТ за ГОСТ 633-80.

Конструкція конічних ущільнювальних поверхонь і профіль різьби аналогічні використовуваним в з’єднаннях НКБ1. При докріпленні з’єднань проходить контакт по внутрішньому упорному торцю. Зрушуюче навантаження для труб типу НКМ визначають по тілу в небезпечному перерізі на відстані 12 мм від кінця збігу різьби.

На нафтових і газових промислах використовують НКТ, які виготовлені за стандартом АРІ (американського нафтового інституту), Spec 5B, Spec 5BC, Spec 5BX. Ці НКТ мають зовнішній діаметр від 26,7 до 114,3 мм. Для з’єднань насосно - компресорних труб, поряд із звичайною різьбою з конусністю 1:16, кутом профілю 60о і кроком 3,17 або 2,54 мм, використовують спеціальні трапецевидні, або упорні різьби. З метою підвищення герметичності застосовують з’єднання із додатковими ущільнювальними поверхнями, а також з ущільнювальними кільцями із фторопласту. Для захисту труб від корозії деякі фірми застосовують покриття внутрішньої поверхні труб пластмасами.

НКТ виготовляють безшовними із сталей груп міцності Н-40, J-55 (відповідають групі міцності Д за ГОСТ 633) і N-80 за стандартом АРІ (специфікація 5В), зі сталей групи міцності Р-105 за специфікацією 5ВХ АРІ і з сталі групи міцності С-75 (відповідає групам міцності К і Е) для свердловин із корозійним середовищем за специфікацією 5ВС АРІ.

Наявність у колон НКТ різьбових з’єднань через кожні 8-10 м різко збільшує трудомісткість робіт на свердловині при їх спуску і підйомі.

В останні роки отримали використання безперервнона- мотувані (безмуфтові або гнучкі) труби довжиною до 2500 м. Ці труби випускають з прокатного стану повної довжини (або окремими бухтами довжиною від 300 до 650 м, які з’єднуються між собою стиковим зварюванням) без проміжних різьбових з’єднань і змотуються в бухту. Вони опускаються в свердловину зі спеціального агрегату, змонтованного на автомобілі великої вантажопідйомності. Через таку колону можна подавати рідину у свердловину для промивання піщаних пробок, спускати обладнання при ремонтних та експлуатаційних роботах. При використанні таких гнучких труб різко скорочується час спуску та підйому колон, ліквідовуються трудомісткі роботи зі згвинчування та розгвинчування різьбових з’єднань. До недоліків відносяться громіздкість обладнання для спуску та підйому труб, так як радіус згину труб на барабані повинен бути великий для меншої залишкової деформації труб.

На нафтових промислах використовувались НКТ, внутрішня поверхня яких покрита склом, епоксидними смолами. Менше поширені емалеві труби. Такі покриття застосовуються для захисту від відкладення парафіну на трубах та захисту від корозії внутрішньої поверхні труб. Крім того, вони знижують на 20 - 30 % гідравлічні опори потоку. Покриття склом володіє високою термостійкістю і достатньо

міцне при невеликих деформаціях труб. На поверхні скла не відкладається парафін. Але покриття склом має ряд недоліків, один з них – утворення мікротріщин у склі при покриванні ним труб. В результаті утворюються місця для корозії металу і місцевого відкладання парафіну біля тріщин. Другий недолік – руйнування скла при деформації труб. Причиною цього є різні модулі пружності металу (0,21 · 106 МПа) і скла

(0,057·106 МПа). Внаслідок цього при розтягу металу труб тонкому шару скла передаються великі зусилля, які порушують його цілісність.

Покриття труб епоксидними смолами добре захищає їх від відкладень парафіну. Епоксидні смоли еластичніші, ніж скло, а при деформації труб смола не тріскається. Але вона має свої недоліки. Температура, при якій можна застосовувати смоли, невисока – не більше 60 оС.

Покриття труб склом і епоксидною смолою розглядаєть-

ся як ефективний засіб боротьби із відкладенням парафіну. Їх необхідно вибирати залежно від умов експлуатації.

Загальним недоліком покриттів є те, що місце муфтового з’єднання труб залишається незахищеним. У цьому місці можна встановлювати еластичні проставки, які перекривають незахищене місце, або протекторні кільця, потенціал матеріалу яких такий, що кільця кородують самі, захищаючи від корозії близько розташовані ділянки труби.

Міцність та герметичність різьбового з’єднання НКТ залежать від стану та якості різьби і від величини моменту їх згвинчування. Для кращої герметичності різьбового з’єднання, протикорозійного захисту та підвищення його довговічності поверхню покривають шаром м’якого металу – цинку, олова, а при згвинчуванні змащують спеціальними мастилами. Момент згвинчування визначається розміром труб та різьб.

 




Поделиться с друзьями:


Дата добавления: 2014-11-08; Просмотров: 2938; Нарушение авторских прав?; Мы поможем в написании вашей работы!


Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет



studopedia.su - Студопедия (2013 - 2024) год. Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав! Последнее добавление




Генерация страницы за: 0.256 сек.