Подземное оборудование фонтанных скважин

К подземному оборудованию относятся насосно-компрессорные трубы. Для предупреждения открытых фонтанов применяются комплексы типа КУСА и КУСА‑Э при эксплуатации фонтанных скважин. Они могут обслуживать от одной до восьми скважины в случае разгерметизации устья, при отклонении от заданных параметров (давления, дебита) работы скважин и при возникновении пожара.

Основные элементы комплексов — пакер, скважинный клапан-отсекатель, устанавливаемый внутрь НКТ на глубине до 200 м и наземная станция управления. Управление клапаном-отсекателем может быть пневматическим (тип КУСА) или электрогидравлическим (типа КУСА-Э).

Запорным органом служит хлопушка или шар. Клапан-отсекатель (также и задвижка арматуры) может быть закрыт со станции управления принудительным путем или дистанционно с пульта диспетчера, связанного со станцией управления посредством промысловой телемеханики.

Имеются еще автоматические клапаны-отсекатели, срабатывающие при увеличении дебита скважины выше заданного. Они устанавливаются на НКТ. Автоматизация фонтанной скважины предусматривает и автоматическое перекрытие выкидной линии разгруженным отсекателем манифольдным типа РОМ-1. Отсекатель срабатывает автоматически при повышении давления в трубопроводе на 0.45 МПа (образование парафиновой пробки) и при понижении давления до 0.15 МПа (порыв трубопровода).

Заключение

Рассмотренное оборудование является основным не только при фонтанной эксплуатации скважин, но и при насосных способах отбора пластовой жидкости. По условиям работы это оборудование относится к разряду тяжелых, поэтому при проектировании и эксплуатации следует особое внимание уделять вопросам надежности и снижения нагрузки за счет рационального выбора фонтанных схем и подбора запорных и регулирующих устройств фонтанной елки.

Список использованных источников

1. Молчанов Г.В., Молчанов А.Г. Машины и оборудование для добычи нефти и газа. Учебник для вузов. – М.: Недра, 1984. – 464 с.

2. Могучев А.И., Сидоренко А.А. Оборудование для эксплуатации и подземного ремонта скважин: Учеб. пособие. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2005. – 74 с.

3. Справочник по нефтепромысловому оборудованию. Под ред. Е.И. Бухаленко. – М.: Недра, 1983. – 399 с.

Лекция 10.3

Введение

К основному виду оборудования при любом способе эксплуатации относятся колонна насосно-компрессорных труб (НТК), являющаяся каналом для транспортирования скважинного продукта на дневную поверхность. Колонна собирается из отдельных насосно-компрессорных труб. Познакомимся с основными видами НКТ, условиями их работы и правилами прочностного расчета.

Основная часть

Насосно-компрессорные трубы (НКТ) применяются практически при всех способах добычи нефти и газа и являются одним из ответственных элементов в конструкции добывающей скважины. Колонна, свинченная из НКТ, представляет собой подземный трубопровод, от надежности работы которого зависит успешная разработка нефтегазового месторождения. Колонна НКТ выполняет следующие важные функции:

1) обеспечивает подачу извлекаемых из продуктивных пластов нефти, газа или газоконденсата на наружную поверхность;

2) обеспечивает закачку в пласт жидкостей для выполнения различных технологических операций (гидроразрыв, паровоздействие, гидропескоструйная перфорация, промывка скважины и т.д.);

3) служит для подвески скважинных, гидропоршневых и погружных электронасосов, а также токопроводов.

Конструкция колонн НКТ, т.е. диаметр труб и длина колонны, зависит от назначения, способа и режима эксплуатации скважины, прочности труб и конструкции обсадной эксплуатационной колонны.

Многообразие факторов, влияющих на работу колонны НКТ, и различ­ные виды работ, проводимые в скважине, обусловливают характер действующих нагрузок на насосно-компрессорные трубы.

На колонны НКТ действуют как статические, так и переменные нагрузки. Основная статическая нагрузка — это собственный вес колонны.

Колонны НКТ испытывают также сжимающие напряжения, которые зависят от гидростатического давления жидкости в скважине, передающегося на торец колонны труб. Следовательно, в подвешенном состоянии колонна будет иметь нейтральное сечение, в котором отсутствуют напряжения.

Внутреннее давление обусловлено в основном воздействием пластового давления. Наибольшее внутреннее давление в НКТ возникает в газовых скважинах при закрытом устье, при опрессовке колонн, глушении скважин. Если проводится гидравлический разрыв пласта, то колонна подвергается значительному давлению.

Равенство плотностей жидкости снаружи и внутри колонны устраняет избыточное давление. Если плотность за колонной (при наличии пакера) выше плотности жидкости в колонне, то наибольшее избыточное внутреннее давление флюида будет у устья. Иногда повышением давления за колонной можно уменьшить влияние внутреннего давления. Цементирование под давлением, опрессовка обсадных колонн с помощью НКТ также приводит к увеличению внутреннего давления за колонной.

Спуск колонны НКТ в наклонную скважину сопровождается появлением дополнительных растягивающих и сжимающих нагрузок, связанных с силами трения колонны о стенки скважины.

Величина сил трения зависит от искривления скважины и коэффициента трения с обсадной колонной. В искривленных скважинах возникает изгибающее напряжение, величина которого зависит от зенитного угла и азимута скважины. Пространственное искривление скважины иногда приводит к дополнительному осевому усилию при спуске или подъеме колонны НКТ.

Искривление скважин в значительной степени влияет на износ труб, особенно в местах их соединений. Несоосность резьбовых соединений также сильно влияет на износ ниппельных концов труб, образующийся при возвратно-поступательном движении штанг в трубах. На участках искривления в резьбовом соединении образуется изгибающее напряжение, понижающее его прочность, напряжения эти зависят от интенсивности и растут с увеличением диаметра.

В процессе освоения скважины, когда буровой раствор заменяют на воду, давление на колонну НКТ изменяется и кроме осевых нагрузок на трубы будет передаваться гидростатическое давление в радиальном направлении.

При замене жидкости в скважине нарушается равновесие, имевшее место к моменту спуска обсадных колонн, и, cледовательно, изменяются действующие на колонну нагрузки.

Фонтанный способ эксплуатации характерен наличием внутреннего давления движущегося флюида. Если колонна спускается с гидравлическим пакером, то в момент установки пакера на колонну будет действовать дополнительная осевая растягивающая сила, обусловленная внутренним устьевым давлением, необходимым для раскрытия пакера. Если колонна спускается с механическим пакером, то установка пакера связана с передачей сжимающей нагрузки на нижнюю часть колонны.

Сжимающая нагрузка может превысить критическую и тогда нижний участок колонны потеряет устойчивость, на которую влияют также внутреннее устьевое давление и скорость движения флюида в колонне.

При компрессорном способе эксплуатации колонна НКТ подвергается как наружному, так и внутреннему давлению флюида в зависимости от конструкции. В этом случае необходимо учитывать действие осевой растягивающей и радиальной сжимающей нагрузок.

Насосный способ эксплуатации характеризуется передачей колонне НКТ значительного внутреннего давления от столба жидкости в колонне. При ходе плунжера насоса вверх и вниз растягивающая нагрузка на колонну изменяется в результате изменения веса жидкости. Поэтому на колонну НКТ будет передаваться как статическая нагрузка от собственного веса, так и переменная нагрузка, обусловленная влиянием столба жидкости.

Движение насосных штанг создает трения о внутреннюю поверхность колонны. Направление сил трения изменяется при движении штанг, что также приводит к переменной нагрузке на колонну.

Применение различных методов интенсификации добычи нефти и газа связано с воздействием на колонну осевых нагрузок от собственного веса колонны и внутреннего давления, радиальных нагрузок, температурных напряжений и других.

Искривление колонны НКТ в нижней ее части, обусловленное потерей устойчивости, может наблюдаться при различных способах эксплуатации.

В зависимости от величины внутреннего давления и скорости движения флюида, являющихся основными причинами нарушения устойчивости, длина участка колонны, на котором произойдет нарушение прямолинейной формы равновесия, будет изменяться.

Насосный способ эксплуатации будет характеризоваться периодическим нарушением равновесия с частотой, равной числу качаний балансира станка-качалки.

Движение жидкости по колонне труб при определенной скорости может привести к изменению режима движения и колебаниям колонны. В этом случае нижний участок колонны будет представлять собой автоколебательную систему.

Температурные напряжения возникают в колонне как при нагреве, так и при ее охлаждении. Если нижний конец колонны закреплен (например, при установке пакера), то нагрев колонны приведет к сжимающим напряжениям и возможному искривлению ее в результате потери устойчивости. Охлаждение колонны будет наблюдаться в основном при закачке в скважину жидкости преимущественно в зимнее время.

Искривление колонн способствует нарушению герметичности резьбовых соединений, так как конструкция гладких насосно-компрессорных труб рассчитана в основном на передачу осевых нагрузок и в меньшей степени на восприятие изгибающих моментов, при высоких давлениях рекомендуется применять трубы НКМ и НКБ.

В таблице 1 представлены основные размеры НКТ, предусмотренные ГОСТ 633-80.

Таблица 1 – Основные геометрические параметры НКТ по ГОСТ 633-80

Отечественная промышленность выпускает НКТ диаметром 60, 73, 89, 114 мм и муфты к ним из стали группы прочности Д, К и Е. Механические свойства которых приведены в таблице 2.

Таблица 2 – Механические свойства материала НКТ

ГОСТ 633-80 предусматривает изготовление следующих конструкций НКТ:

- муфтовые, гладкие с конической резьбой треугольного профиля по (рисунок 10.18, а);

- муфтовые гладкие высокогерметичные с конической резьбой трапецеидального профиля - тип НКМ (рисунок 10.18, б);

Профиль конической резьбы трапецеидальный

- трубы с высаженными наружу концами и муфты к ним (тип В);

- безмуфтовые (тип НКБ).

В соединении труб с треугольной резьбой применяется резьба конусностью 1:16 с углом профиля 60°. Прочность резьбового соединения достигает 75 % от прочности тела трубы. Соединение недостаточно герметично из-за несовершенства конструкции треугольного профиля. Герметичность в таких случаях обеспечивается за счет узкого длинного канала, образующегося между вершинами и впадинами профиля резьбы трубы и муфты и заполняемого резьбовой смазкой (Р-2, Р-24, Р-408 «Снежная королева», изг-ль г. Самара).

R₂>R₁

Трубы типа В и НКБ характеризуются равнопрочностью резьбового соединения с телом трубы.

а – с конической резьбой треугольного профиля; б – с конической резьбой трапециидального профиля

Рисунок 10.18 – Насосно-компрессорные трубы по ГОСТ 633-80

Длина насосно-компрессорных труб 5,5 ¸ 10,5 м. На толщину стенки установлен минусовой допуск в 12,5% от толщины. Внутренний диаметр НКТ проверяется шаблоном. Шаблоны НКТ (размеры в мм):

наружный диаметр трубы 48,3 ¸ 73,0 88,9 ¸ 114,3;

разность диаметра шаблона и

внутреннего диаметра трубы 2,4 3,2;

длина шаблона 1067.

Насосно-компрессорные трубы заводом-изготовителем маркируются по ГОСТ 633-80 клеймением и краской.

Например, Синарский трубный завод. На каждой трубе на расстоянии 0,4¸0,6 м от ее конца, снабженного муфтой, должна быть четкая маркировка (ударный способ, накатка): условный диаметр трубы, мм; номер трубы; группа прочности; толщина стенки трубы, мм (без запятой); товарный знак завода; месяц изготовления; год изготовления. На муфте клеймением наносится товарный знак завода и группа прочности.

НКТ могут быть изготовлены из алюминиевого сплава марки Д 16. Такие трубы можно спускать глубже стальных, они более коррозионностойкие в сероводородосодержащих средах.

Эффективно применение фиберглассовых труб, а также безрезьбовых НКТ длиной по 6000 м на барабанах.

Для защиты НКТ от парафина и коррозии и снижения гидросопротивления на 20¸30% применяются защитные покрытия (стекло, стеклоэмали, лакокрасочные материалы и др.).

Достоинства и недостатки различных типов труб:

1) гладкие трубы имеют меньшие диаметральные размеры по сравнению с трубами с высадкой наружу, просты по конструкции, дешевы и доступны, однако обеспечивают хорошую герметичность стыка лишь с уплотняющими смазками. При работе в газовых скважинах с большими перепадами давлений и малой вязкостью среды резьба негерметична. Колонна, свинченная из гладких труб, неравнопрочна, т.е. прочность резьбового соединения меньше прочности тела трубы;

2) колонна из труб с высадкой наружу (тип В) имеет прочность, одинаковую по всей длине. Однако имеет больший диаметральный размер за счет высадки. Поэтому эти трубы не получили широкого распространения. У гладких труб и труб с высадкой наружу резьбовое соединение выполнено таким образом, что функция обеспечения герметичности и передачи осевой нагрузки осуществляется по виткам резьбы, т.е. резьба универсальна;

3) трубы типа НКМ обеспечивают высокогерметичное соединение, включая работу в газовой среде. Кроме этого прочность резьбового соединения приближается к прочности тела трубы. Недостатком данных труб является необходимость использования специальной оснастки при демонтаже колонны с укладкой труб в горизонтальное положение, т.к. выходит из строя уплотнительный поясок ниппельной части трубы;

4) трубы типа НКБ имеют высокую герметичность и прочность резьбового соединения. Недостатком труб является отсутствие муфт, т.е. необходимость использования специальных инструментов при проведении спуско-подъемных операций (элеватор-спайдер специальной конструкции).

Расчет НКТ на прочность определяют по параметрам:

нагрузке, вызывающей страгивание резьбового соединения;

эквивалентному напряжению, возникающему в опасном сечении трубы с учетом давления среды и осевой нагрузки;

циклической переменной нагрузке;

усилиям, вызывающим продольный изгиб трубы.