Федеральное агентство по образованию
ГОУ СПО «Астраханский государственный
политехнический колледж»
Зам.директора по УР
_________ Курлина Л.П.
«___» __________ 200 __ г.
Гасанов Р.Т.
Оборудование при газлифтной и фонтанной эксплуатации скважин
Дипломный проект
Пояснительная записка
ДП.0906.032.05.ПЗ
Руководитель:
____________ Мулеев Р.Х.
«___» __________ 200 __ г.
Исполнитель: Нормо-контроль:
Гасанов Р.Т. _____________Букина Т.В.
«___» __________ 200 __ г. «___»_______ 200 __ г.
Оглавление
Введение
1. Теоретическиеосновы подъема газожидкостной смесив скважине и основные, принципиальные схемынепрерывного и периодического газлифта.
2. Техническаячасть.
Оборудования устья фонтанных скважин.
Обсадные трубы
Колонные головки
Фонтанная арматура
Оборудование компрессорных скважин
Запорная арматура.
3. Технологическаячасть.
расчет фонтанных подъемников постоянного и переменного сечений,работающих за счет гидростатического напора и энергии расширения газа.
Определение производительности и мощности компрессора.
4. Правилабезопасности при газливтной и фонтанной эксплуатации.
5. Охранаокружающей среды.
6. Заключение
Введение
Добывающие скважины обычно квалифицируют по методу добычи, используемогодля доставки жидкостей с забоя скважины в выкидной трубопровод. Это может бытьлибо естественный поток, либо какой-то искусственный способ подъема. Газовыескважины обладают естественной продуктивностью. Некоторые нефтяные скважиныфонтанируют на ранних стадиях своей продуктивной жизни благодаря присущей имвнутренней энергией, такой метод называется фонтанной добычей, но рано илипоздно и им требуется дополнительная энергия для поддержания продуктивности.
В скважинах, где давление в коллекторе или давление растворенного газаслишком мало, чтобы создавать фонтанирование, поток жидкости может поддерживатьсяискусственным методом — газлифтом. Существует множество вариацийгазлифтной системы, но основной принцип заключается в том, чтобы брать газ извнешнего источника и закачивать его в добываемые жидкости, проходящие понасосно-компрессорной колонне. Это снижает вес столба жидкости и обеспечиваетистечение нефти из скважины.
В ходе эксплуатации газ под давлением закачивается в пространство междуобсадной и насосно-компрессорной колоннами и попадает в последнюю черезоткрытый газлифтный клапан. Жидкость в насосно-компрессорной колонне вышеклапана вытесняется и/или становится легче при смешивании с газом и можетподниматься на поверхность вместе с расширяющимся газом. Когда газ и жидкостьдостигают поверхности, газ отделяется от нефти. Здесь его вновь сжимают довысокого давления и еще Раз закачивают в пространство между обсадной инасосно-компрессорной колоннами, чтобы повторить цикл снова.
Так как газ закачивается с более или менее постоянной скоростью, системаклассифицируется как непрерывный газлифт. Тем не менее рано или позднодавление в коллекторе понизится до такой степени, что даже с помощьювспомогательной закачки газа оно не будет поддерживать ток нефти. На данномэтапе можно применить одну из периодических систем газлифта. По этому методужидкости дают время для накопления в насосно-компрессорной колонне. Затем вскважину в заранее определенные промежутки времени закачивают газ, которыйпорциями вытесняет жидкость на поверхность.
Газ можно подавать с помощью компрессора. Такую разновидность называюткомпрессорным газлифом. Используемый в этом случае нефтяной газ отделяют отдобываемой нефти, подвергают промысловой подготовке и закачивают в газлифтныескважины (замкнутый газлифтный цикл). Природный углеводородный газ можноподавать из соседнего газового месторождения, из магистрального газопровода илигазобензинового завода.
При бескомпрессорном газлифте природный газ под собственным давлениемпоступает из скважины, газовых или газоконденсатных месторождений. Там же осуществляетсяего отчистка и осушка. На нефтяном промысле иногда осуществляется толькоподогрев. Если нефтяное и газовое месторождение залегают на одной площади, топри достаточно высоком давлении в газовой залежи, можно организоватьвнутрискважинный бескомпрессорный газлифт, отличной особенностью которогоявляется поступление газа из выше или нижезалегающего газового пластанепосредственно в нефтяной скважине.
Область применения газлифта – высокодебитные скважины с большим забойнымдавлением, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями нижедавления насыщения, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а такжескважины в трудно доступных условиях. Это объясняется высокой технико-экономическойэффективностью, отсутствием в скважине механизмов и трущихся деталей, простотойобслуживания скважин и регулирования работы.
Однако система компрессорного газлифта имеет и недостатки:
а) низкий коэффициент полезного действия всей газлифтной системы,включающей компрессорную станцию, газопроводы и скважины;
б) большие капитальные затраты на строительство компрессорной станции игазопроводов;
в) большие энергетические затраты на сжатие газа;
г) сравнительно высокие эксплуатационные расходы на обслуживаниикомпрессорной станции.
Если на промысле уже организованна газлифтная эксплуатация скважины, азабойные давления и дебиты уменьшились, то с целью повышения технико-экономическойэффективности добычи нефти можно перевести работу скважины с непрерывногогазлифта на периодический, при котором газ закачивается в скважинупериодически.
1. Теоретические основы подъема газожидкостной смеси вскважине и основные, принципиальные схемы непрерывного и периодическогогазлифта
Подъем нефти в стволе скважины может происходить либо за счет пластовойэнергии Enn, либо за счет пластовой иискусственно вводимой в скважину с поверхности энергии Eи.В стволе скважины энергия расходуется на преодоление силы тяжестигидростатического столба нефти с учетом противодавления на выкиде скважины (наустье) и сил сопротивления, связанных с движением – путевого (гидравлическоетрение), местного (расширение, сужение, изменение направления потока) иинерционного (ускорение движения). Эти силы вызывают соответствующие расходыэнергии: Есм; Егр; Ем; Еин. Отсюдабаланс энергии в работающей скважине можно записать в виде Еnn + Еи = Есм+ Егр + Ем + Еин. (1)
Если скважина работает за счет только пластовой энергии которой обладаетнефтяной пласт (залежь), то такой способ ее эксплуатации называют фонтанным, асамо явление – фонтанированием. При фонтанном способе Еn=0.
Если скважины не могут фонтанировать, то их переводят на механизированныйспособ эксплуатации: газлифтный или насосный, когда Епл ≥ 0 иЕи > 0. В этом случае за счет пластовой энергии нефть поднимаетсятолько на высоту, меньшую глубины скважины, то есть уровень жидкости в скважинене доходит до устья скважины. При газлифтном способе в скважину вводят энергиюсжатого газа Еr, а при насосном – энергию,создаваемую насосом.
В зависимости от соотношения забойного Р3 и устьевого Р2давлений с давлением насыщения нефти газом Ри можно выделить тривида фонтанирования и соответствующие им три типа фонтанных скважин.
1-й тип – артезианское фонтанирование: Р3 > Ри;Р2 ≥ Ри, то есть фонтанирование происходит за счетгидростатического напора. В скважине происходит перелив жидкости, движетсянегазированная жидкость.
2-ой тип – газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в стволескважины: Р3 ≥ Рн; Р2
3-ий тип – газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в пласте: Р3
Фонтанирование скважины возможно тогда, когда из пласта на забойпоступает энергия не меньше, чем требуется ее для подъема флюидов на поверхность.Условие артезианского фонтанирования непосредственно следует из уравнениябаланса давления.
Р3 ≥ Нрд + ∆ Ртр + Р2 (2)
Где Н – глубина скважины по вертикале;
Р = (Р3 + Р2) / 2 — средняя плотностьжидкости в скважине; Р3; Р2 – плотность жидкости вусловиях забоя и устья. Д — ускорение свободного падения.
Расчет параметров фонтанного подъемника и его коэффициенты полезногодействия
Фонтанирование скважины возможно при определенном технологическом режиме,который характеризуется величинами дебита Q, забойного Р3, устьевогоР2 и затрубного Рзатр давлений.
С течением времени по мере отбора нефти из залежей изменяются условияразработки, а значит и условиях фонтанирования: изменяются пластовое Рпл,забойное Р3, дебита Q, увеличивается обводненность n ℓ и т.д. Поэтомуподъемник следовало бы заменить. Однако с одной стороны в начальный периодимеется большой избыток пластовой энергии, показателем которого являетсявеличина устьевого давления Р2. С другой стороны, замена подъемника(НКТ) в скважине является сложным, дорогостоящим и в большинстве отрицательно влияющимна ее продуктивность процессом. Поэтому подъемник проектируют на весь периодфонтанирования.
Оборудование фонтанных скважин
Перед освоением в фонтанную скважину спускают насосно-компрессорныетрубы, а на колонную головку устанавливают фонтанную арматуру. Для последующейэксплуатации монтируют манифольд и прокладывают выкидную линию. Фонтанныеарматуры изготавливают (ГОСТ 13846-84) по 8 схемам для различных условийэксплуатаций. Их классифицируют по конструктивным и прочностным признакам:
1) рабочему давлению (7; 14; 21; 35; 70 и 105 МПа);
2) схеме исполнения (восемь схем);
3) числу спускаемых в скважину труб (один и два концентричных ряда труб);
4) конструкции запорных устройств (задвижки и краны);
5) размерам проходного сечения по стволу 50-150 мм и боковым отводам(50-100 мм).
Фонтанная арматура включает трубную головку и фонтанную елку с запорным ирегулирующими устройствами. Трубная головка предназначена для подвески НКТ игерметизации пространства между ними и обсадной эксплуатационной колонной.
Фонтанная елка предназначена для направления потока в выкидную линию, атакже для регулирования и контроля работы скважины. Она может включать в себялибо один или два тройника, либо крестовину (крестовая арматура). Арматурувыбирают по необходимому рабочему давлению, схеме (тройниковая или крестовая),числу рядов труб, климатическому и коррозионному исполнению. Манифольдпредназначен для обвязки фонтанной арматуры с выкидной линией, подающейпродукцию на групповую замерную установку.
Манифольды монтируют в зависимости от местных условий в технологииэксплуатации.
К запорным устройствам арматуры относятся проходные пробковые краны сручным управлением и прямоточные задвижки с ручным, пневматическимдистанционным или автоматическим управлением.
Неполадки при работе фонтанных скважин
Неполадки в работе фонтанных скважин могут быть связаны с отложениямипарафина, солей, накоплением песка на забое, воды, а также с различного родаутечками нефти, газа, нарушением герметичности затвора или поломками запорныхустройств.
В процессе эксплуатации ведется тщательное наблюдение за работой, чтопозволяет выявить осложнения, например:
– при уменьшенииустьевого давления Р2 и одновременном повышении затрубного давленияРзагр – отложения парафина и солей в НКТ;
– при уменьшениидавлений Р2 и Рзагр – образование песчаной пробки или накоплениеводы между забоем и башмаком НКТ;
– при уменьшениидавления Р2 и увеличение дебита Q – разъедание штуцера.
Фонтанную арматуру можно монтировать на устье скважины автомобильнымикранами, а также при помощи талевого механизма, лебедки или подъемника.
Основные,принципиальные схемы непрерывного и периодического газлифта. Конструктивныесхемы лифтов замещения. Классификация и принцип действия газлифтных клапанов.Правила эксплуатации оборудования и техника безопасности
Способпредназначен для повышения эффективности эксплуатации газлифтных скважин засчет оптимального подбора скважинного оборудования и выбора характеристик и параметровгазлифтной компоновки.
Откачества проектирования газлифтных установок (подбора диаметра НКТ, определениеглубины расположения мандрелей и выбора типа, давления зарядки и диаметра седлагазлифтных клапанов) зависят добычные, энергетические (удельный расход газа),надежностные (межремонтный период скважины, наработка па отказ газлифтногооборудования), сервисные (удобство в эксплуатации, автоматический запуск иперезапуск скважин), регулировочные (широкий диапазон отборов жидкости) и вконечном счете экономические (себестоимость добычи нефти и прибыль от еереализации) показатели эксплуатации газлифтных скважин.
Разработаннаяметодика является наиболее универсальной по диапазонам дебитов, газосодержанийи вязкостей добываемой продукции; проверенной по многочисленным промысловым иэкспериментальным данным. Она адаптивно настраивается в зависимости от условийэксплуатации на конкретную корреляцию (физико-математическую модель) отдельногоэлемента газлифтной скважины (призабойная зона, штуцер, газлифтный клапан,лифт). Методика отличается принципами выбора переходного давления и величинысброса давления газа для закрытия вышележащих клапанов, учетом измененияпараметров скважины в процессе ее запуска и эксплуатации.
Методикапредназначена для определения оптимальных технико-технологических характеристикгазлифтной скважины, таких как: диаметр насосно-компрессорных труб (НKT), глубины установки мандрелей,типоразмеры газлифтных клапанов (тип клапана, диаметр седла), установочные давленияклапанов на стенде, технологических режимов работы скважины.
Вкачестве критерия оптимальности используется комплексный технологическийкритерий, учитывающий с заданным весом основные требования. Предъявляемые кгазлифтной установке: максимизировать дебит скважины. Обеспечение заданногозначения забойного давления при наиболее полном использовании энергии газа,увеличить вероятность запуска и автоматического перезапуска скважин при рабочихрасходах газа, повысить гибкость регулирования режима работы скважины, повыситьнадежность работы газлифтных клапанов. регулировать пульсации технологическогорежима, в частности минимизировать зоны неустойчивой работы газлифтнойскважины.
Ещеодним преимуществом методики является диапазонный ввод исходных данных(минимум, максимум), позволяющий даже в условиях неполной информации и приизменении параметров эксплуатации обеспечит!) с заданной надежностью достижениеразличных критериев оптимизации.
С целью повышенияэффективности процесса запуска скважин, увеличения точки ввода газа, сниженияпульсации, предупреждения прорыва газа через башмак, а также для более точноговыбора оптимального технологического режима разработаны способ проектирования иустановка для эксплуатации скважин. Их отличительной особенностью является то,что регулируется не только расход инжектируемого в подъемник газа, но и расходдобываемой продукции, поступающей в подъемник через специальное устройство.
Этотспособ особенно эффективно использовать при разработке месторождений с газовойшапкой или подгазовой зоной пласта около добывающих скважин, например приэксплуатации залежи в режиме растворенного газа, а также на скважинах свозможным образованием водяных конусов.
Такимобразом, ориентация при проведении инженерных расчетов на диапазоны значенийвместо конкретных величин исходных для расчета данных позволяет минимизироватьриск принятия ошибочных решений.
Возможностьзадавать несколько критериев оптимальности с различными весами позволяетповысить эффективность работы газлифтной скважины.
Нарисунке для газлифтной скважины № 699, эксплуатируемой с забойным давлениемприводящим к прорыву из пласта свободного газа, показаны две характеристическиекривые: первая — с очень узким диапазоном максимального режима, прииспользовании традиционной методики проектирования газлифтных установок; вторая- с пологим участком максимальных дебитов, при использовании предлагаемогоспособа подбора внутрискважинного оборудования.
Данныйспособ позволяет повысить эффективность запуска, обеспечить надежный вывод наоптимальный режим и последующее его поддерживание при изменяющихся условиях эксплуатации,значительно снизить пульсации технологического режима, увеличить точку вводагаза при ограниченном числе мандрелей.
Широкое распространениеданный способ нашел прежде всего на малодебитных газлифтных скважинах Самотлорскогои Ван — Еганского месторождениях. Эффект заключается в увеличении добычи нефтии в снижении ее себестоимости. Промысловые испытания показывают, что использованиеметодики проектирования скважин и подбора газлифтного оборудования приводит куменьшению удельного расхода газа более чем на 4 % или увеличению добычи нефтине менее чем на 2 %.
Разработаннаяметодика является наиболее универсальной по диапазонам дебитов, газосодержаний ивязкостей добываемой продукции; проверенной по многочисленным промысловым иэкспериментальным данным. Она адаптивно настраивается в зависимости от условийэксплуатации на конкретную корреляцию (физико-математическую модель) отдельногоэлемента газлифтной скважины (призабойная зона, штуцер, газлифтный клапан,лифт).
Откачества проектирования газлифтных установок (подбора диаметра НКТ, определениеглубины расположения мандрелей и выбора типа, давления зарядки и диаметра седлагазлифтных клапанов) зависят добычные, энергетические (удельный расход газа),надежностные (межремонтный период скважины, наработка на отказ газлифтногооборудования), сервисные (удобство в эксплуатации, автоматический запуск иперезапуск скважин), регулировочные (широкий диапазон отборов жидкости) и вконечном счете экономические (себестоимость добычи нефти и прибыль от еереализации) показатели эксплуатации газлифтных скважин.
Методикапредназначена для определения оптимальных технико-технологических характеристикгазлифтной скважины, таких как:
· диаметрнасосно-компрессорных труб (НКТ);
· глубиныустановки мандрелей;
· типоразмерыгазлифтных клапанов (тип клапана, диаметр седла);
· установочныедавления клапанов на стенде;
· технологическихрежим работы скважины
В качествекритерия оптимальности используется комплексный технологический критерий,учитывающий с заданным весом основные требования, предъявляемые к газлифтнойустановке:
· максимизироватьдебит скважины;
· обеспечениезаданного значения забойного давления при наиболее полном использовании энергиигаза;
· увеличитьвероятность запуска и автоматического перезапуска скважин при рабочих расходахгаза;
· повыситьгибкость регулирования режима работы скважины;
· повыситьнадежность работы газлифтных клапанов;
· регулироватьпульсации технологического режима, в частности минимизировать зоны неустойчивойработы газлифтной скважины.
Промысловые испытанияпоказывают, что использование методики проектирования скважин и подборагазлифтного оборудования приводит к уменьшению удельного расхода газа более чемна 4 % или увеличению добычи нефти не менее чем на 2 %.
2. Техническая часть
2.1. Оборудования устья фонтанных скважин
Передосвоением и пуском в эксплуатацию фонтанной скважины в нее спускаютнасосно-компрессорные (подъемные) трубы, а на колонной головке устанавливаютпрочную стальную фонтанную арматуру.
Фонтаннаяарматура представляет собой соединение на фланцах различных тройников,крестовиков и запорных устройств (задвижки или краны). Между фланцами дляуплотнения укладывается металлическое кольцо овального сечения (рис.1), сделанноеиз специальной малоуглеродистой стали. Кольцо вставляется в канавки на фланцах,и фланцы стягивают болтами.
Фонтаннаяарматура состоит из трубной головки и елки. Трубная головка служит для подвескиподъемных труб и для герметизации пространства между ними и эксплуатационнойколонной.
Фонтаннаяелка предназначена для направления газожидкостной струи в выкидные линии, атакже для регулирования и контроля работы скважины.
Наиболее ответственнойчастью арматуры является трубная головка, воспринимающая межтрубное давление.Это давление может быть весьма высоким (близким к забойному) при наличии назабое скважины и в межтрублом пространстве свободного газа.
Ввидутого, что фонтанные арматуры относятся к одному из самых ответственных видов промысловогооборудования по условиям эксплуатации, их испытывают на давление, вдвое большеепаспортного рабочего давления.
Фонтанныеарматуры различаются между собой по конструктивным и прочностным признакам:
1) по рабочему илипробному давлению;
2) по размерампроходного сечения ствола;
3) по конструкциифонтанной елки и числу спускаемых в сква жину рядов труб;
4) по видузапорных устройств.
Всоответствии с общесоюзным стандартом (ГОСТ 13846—68), отечественные заводывыпускают фонтанные арматуры на давление от 7 до 100 МПа, с диаметром проходастволовой части елки от 50 до 150 мм
Арматурыс диаметром dy = 100 и 150 ммпредусмотрены для высокодебитных газовых скважин.
Арматурына рабочее давление 100 МПа могут применяться на сверхглубоких скважинах илискважинах с аномально высоким пластовым давлением.
Дляфонтанных скважин преимущественно применяются арматуры на рабочее давление от 7до 35 МПа.
Поконструкции фонтанной елки фонтанные арматуры делятся на крестовиковые итройниковые, а по числу спускаемых в скважину рядов труб — на однорядные идвухрядные.
Вкачестве запорных устройств в арматурах могут быть задвижки (клиновые илипрямоточные) или проходные краны.
На рис. 2 представленакрестовиковая фонтанная арматура для однорядного подъемника. Подъемные трубы приэтой арматуре подвешивают к переводной втулке 7 путем ввинчивания их непосредственнов нарезанный нижний конец катушки 6 или при помощи переводное втулки в качествезапорных органов здесь применяются задвижки.
Приработе скважины газожидкостная струя из подъемных труб проходит через открытуюцентральную стволовую задвижку и направляется в один из выкидов — правый илилевый и далее по выкидному трубопроводу (на схеме не показан) в сборную или сепарационнуюустановку.
Задвижки9 на правом отводе крестовика трубной головки при фонтанировании скважинызакрыты; они служат для подсоединения водяной или газовой линии к затрубномупространству при освоении скважины или при ремонтных работах на ней.
На фонтанной арматуре помещают дваманометра с трехходовыми кранами или с вентилями. Один манометр устанавливаютна отводе крестовика трубной головки для замера давления в межтрубномпространстве скважины. Это давление называется затрубным. Другой манометрустанавливают на буфере арматуры, он предназначен для замера давления на устьескважины; это давление называется буферным или устьевым.
Принеобходимости спуска в подъемные трубы контрольно- измерительных приборов (манометров,дебитомеров) или депарафинизационных скребков вместо буфера над верхнействоловой задвижкой помещают специальный лубрикатор. Описание лубрикатора будетдано ниже.
Нарис. 3 представлена схема тройниковой арматуры для двухрядного подъемника с крановымизапорными устройствами.
В тройниковой арматурерабочим выкидом всегда является верхний. В процессе работы скважины кран(задвижка) на рабочей линии должен быть полностью открыт, а на резервной линиизакрыт. Струю нефти направляют из одного выкида в другой, открывая кран(задвижку) на включаемой линии и закрывая одновременно кран на выключаемойлинии Краны на стволе елки во время работы скважины должны быть полностьюоткрыты. Пользование главным краном допускается только к исключительных случаяхдля аварийного закрытия скважины.
Изсравнения однотипных крестовиковой и тройниковой арматур видно, чтокрестовиковая арматура имеет меньшие габариты по высоте и поэтому более удобнадля обслуживания. В тройниковой арматуре выкидные линии направлены в однусторону, это удобно для их обвязки. Кроме того, как показала практика, приэксплуатации фонтанных скважин, выделяющих большое количество песка, крестовикфонтанной елки быстрее выходит из строя, чем тройник. Поэтому к выбору типафонтанной арматуры в каждом отдельном случае подходят индивидуально с учетомвсех особенностей данного месторождения.
Наиболееответственным элементом в фонтанных арматурах являются запорные устройства.
Основноетребование, предъявляемое к запорным устройствам — абсолютная герметичность ихзатворов; от их бесперебойного действия зависит надежность работы всегоустьевого оборудования фонтанных скважин. Задвижки для фонтанных арматур выпускаютсялитые и ковано — сварные двух типов: клиновые и прямоточные с уплотнительной мазкой.Недостаток клиновых задвижек состоит в том, что они быстро теряютгерметизирующую способность. Это объясняется тем, что уплотнительныеповерхности затворов (клина и гнезда) при открытом положении задвижекподвергаются воздействию рабочей среды. Небольшой первоначальный пропускприводит в дальнейшем к интенсивному износу затвора и других деталей задвижки изатем арматуры в целом. На новых фонтанных арматурах высокого давления (pps6 = 12,5 МПа и выше) устанавливаютв основном задвижки прямоточные с уплотнительной смазкой и краны проходные суплотнитель но и смазкой.
Прямоточнаяуплотняемая смазкой задвижка сконструирована таким образом, что в ней как воткрытом, так и в закрытом состоянии рабочая среда (нефть, газ) несоприкасается с уплотняющими поверхностями, благодаря чему износ уплотняющихповерхностей в ней незначителен. Она обладает высокой стойкостью к абразивномудействию механических примесей, содержащихся в рабочей среде. Задвижка эта двухстороннегодействия, т.е после износа одной стороны затвора при повороте задвижки на 180°она будет работать второй стороной затвора.
Пробковыекраны имеют то преимущество перед задвижками, что у них меньше масса, ониудобны при эксплуатации, особенно при автоматизации управления работой скважин.
Уплотнительныеповерхности в кране соприкасаются с рабочей средой только в момент открытия изакрытия, что значительно уменьшает их эрозию и коррозию. Кроме фонтанныхарматур, поставляемых в виде сборок трубной головки и елки, машиностроительныезаводы по требованию заказчика могут поставлять отдельные узлы арматуры.
Приоборудовании неответственных фонтанных скважин (невысокое давление, отсутствиепескопроявлений) часто применяются упрощенные арматуры, собранные из задвижек,старых тройников и крестовин непосредственно на нефтедобывающих предприятиях(рис. 59). Установка фонтанной арматуры на устье скважины является важным иответственным этапом работ, особенно если скважина пробурена на залежь сгазонапорным режимом и отличается высоким давлением. Поэтому сборка фонтаннойарматуры на устье скважины должна производиться весьма тщательно, с проверкой иопрессовкой собранной арматуры на двухкратное рабочее давление.
Еслиожидается бурное нефтегазопроявление и возникает опасность раскачиванияфонтанной арматуры, ее укрепляют анкерными болтами и растяжками.
Концевыезадвижки фонтанных арматур соединяются системой трубопроводов с оборудованиемдля сепарации и сбора нефти. Все эти трубопроводы, предназначенные для направлениягазонефтяного потока от устья скважины, а также для соединения затрубного имежтрубного пространств с наземным оборудованием скважины, называются обвязкойскважины. В зависимости от условий эксплуатации скважины и конструкциифонтанной арматуры обвязка выполняется по различным схемам, но в любом случаепредусматривается непрерывная работа скважины и возможность ремонта одной извыкидных линий.
В скважинах синтенсивным выносом песка, оборудованных тройниковыми арматурами, рабочаяобвязка выполняется из толстостенных труб диаметром до 150 мм, а узлы, гдепроисходит поворот струи, — из литых тройников, способных длительное времяработать без замены. Обвязка фонтанных скважин, оборудованных крестовиковымиарматурами упрощенного типа и добывающих парафинистую нефть, часто выполняетсяпо схеме, которая показана на рис. 3. Здесь предусмотрено подключение к обвязкескважины паровой передвижной установки через задвижку 2. Повороты обвязкиделаются плавными, с тем чтобы уменьшить отложения парафина в застойных вонах,а трубы используются большого диаметра (114 мм), что позволяет продлить периодымежду операциями но очистке обвязки от парафина.
Задвижка затрубногопространства фонтанной арматуры соединяется с одной из манифольдных линий, чтопозволяет при необходимости снижать давление в затрубном пространстве,направляя газонефтяную смесь непосредственно в газосепаратор.
2.2. Обсадные тубы
Для крепления стенок нефтяных к газовых скважин применяются обсадныетрубы. Кондуктор скважины, техническая и эксплуатационная колонны собираются изцельнотянутых бесшовных обсадных труб разных диаметров. Механические свойствасталей для изготовления обсадных труб и муфт приведены в таблице 1.
Таблица 1 Механические свойства сталей для обсадных труб и муфт (поГОСТ 632—57)
Показатели
Углеродистая сталь марки
Легированная сталь марки
Новые марки сталей
А
С
Д
Е
ЕМ
36Г2С
СГБЛ
38ХНМ
Предел прочности при растяжении ( в кГ/см2), не менее.
Предел текучести ( в кГ/см2), не менее.
Относительное удлинение ∂10
( в %), не менее.
42
25
19
55
32
14
65
38
12
75
55
10
70
50
10
80-85
47-57*
12-18
90-100
55-75*
10-12
80-100
55-80*
11-15
Обсадные трубы типа ДУК изготовляются диаметром 168 мм из стали марки Д.В резьбовом соединении такие трубы должны иметь повышенную прочность (на40—50%). Для этого один конец ее высаживается под раструб и послетермообработки нарезается как муфта, а на другой конец нарезают наружнуютрубную резьбу.