ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 18.03.2024
Просмотров: 15
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Покрытие труб эпоксидными смолами также хорошо защищает их от отложений парафина. Эпоксидные смолы эластичнее стекла, и при деформации труб смола не трескается. Но она имеет свои недостатки. Температура, при которой можно применять смолы, невысокая – не более 60 °С. Покрытие труб стеклом и эпоксидной смолой рассматривается как эффективное средство борьбы с отложением парафина. То или иное покрытие необходимо выбирать в зависимости от условий эксплуатации.
В последние годы расширяется применение эмалированных труб. Они обладают наиболее прочным покрытием (значительно прочнее стекла), высокой температуростойкостью, морозоустойчивостью и гладкой поверхностью, на которой парафин не откладывается. Для защиты НКТ от агрессивных сред трубы покрываются несколькими слоями эмали. Технология наложения эмали значительно сложнее технологии покрытия стеклом и эпоксидной смолой.
Общий недостаток покрытий то, что место муфтового соединения труб остается незащищенным. В этом месте можно устанавливать эластичные проставки, перекрывающие незащищенное место, или протекторные кольца, потенциал материала которых таков, что кольца корродируют сами, защищая от коррозии близко расположенные участки трубы. Однако такие меры практикуются редко, так как они имеют крупные недостатки.
2.2.2 Пакер
Пакеры служат для разобщения частей ствола скважины по вертикали и герметизации нарушенных участков обсадной колонны, для разобщения зон затрубного пространства, расположенных выше и ниже пакеров. Их применяют в обсадной (эксплуатационной) колонне нефтяных, газовых и нагнетательных скважинах при их эксплуатации, ремонте. Перепады давления, воспринимаемые пакерами, находятся в интервале от 5 до 70 МПа. Температура окружающей среды при эксплуатации скважин может изменяться от 20 до 100°С, а при тепловом воздействии на пласт достигает в некоторых случаях 300-400 °С.
Пакер типа ПН-ЯМ (рисунок 10) предназначен для разобщения пространств эксплуатационной колонны нефтяных и газовых скважин и защиты ее от воздействия пласта, состоит из уплотнительного устройства, плашечного механизма и фиксатора типа байонетного замка. На стволе пакера свободно насажены конус и уплотнительные манжеты. Плашки входят в пазы плашкодержателя и прижимаются к конусу за счет усилия пружин плашкодержателя. Корпус фонаря соединен с замком, имеющим фигурный паз, в котором может перемещаться палец, связанный со стволом. Посадка пакера проводится путем приподъема труб на величину, необходимую для создания на пакер расчетной осевой нагрузки, поворота его на 1,5-2 оборота вправо и затем спуска труб вниз. Благодаря трению башмаков о стенку эксплуатационной колонны обеспечивается неподвижность корпуса фонаря и плашек. Палец при повороте скользит по фигурному пазу и опускается вниз совместно со стволом.
Рисунок 11 Конструкция пакера ПН-ЯГМ:
1 - муфта; 2 - упор манжет; 3 - манжета; 4 - ствол; 5 - обойма; 6 - конус; 7 - шпонка; 8 – плашка;
9 - плашкодержатель; 10 - винт; 11 -кожух; 12 - поршень; 13 -корпус клапана; 14 -шарик;
15 - седло; 16 - срезной винт.
Рисунок 10 Конструкция пакера ПН-ЯМ:
1 - головка пакера; 2 - упор манжет; 3 - манжеты; 4 - конус; 5 - плашка; 6 - плашкодержатель;
7 - цилиндр; 8 - захват; 9 - корпус фонаря; 10 - башмак фонаря;
11 - замок, ограничивающий взаимное передвижение ствола пакера и лишних деталей;
12 - гайка; 13 - палец замка; 14 - ствол пакера.
Пакеры делятся по следующим признакам:
1.) По способу установки: - С помощью хвостовика, путем его опоры на забой; В переходе с одной колонны на другую; За тело эксплуатационной колонны.
2.) По способу посадки: [Г] - гидравлические; [М] - механические; [ГМ] - гидромеханические.
3.) По восприятию давления: [В] - сверху; [Н] - снизу; [Д] - двойного действия.
4.) По способу снятия: [В] - вращением; [Р] - разбуриванием; [И] - специальным инструментом.
5.) По исполнению:
Коррозионностойкие: [К1] - углекислотостойкие (СО2 не более 10% об.); [К2] - сероводородостойкие (H2S и СО2 не более 10% об. каждого компонента); [КЗ] - сероводородостойкие (H2S и СО2 свыше 10%, но не более 25% об. каждого компонента); [Т] - термостойкое (для рабочих сред с температурой более 150°С).
Условное обозначение пакера должно включать:
-
тип; -
число проходных отверстий (для многопроходных пакеров); -
вид по способности фиксироваться; -
способы посадки и съема; -
наружный диаметр; -
максимальный перепад давления; -
Исполнение.
2.2.3 Якори
Якори - устройства, предназначенные для закрепления колонны подъемных труб за стенку эксплуатационной колонны с целью предотвращения перемещения скважинного оборудования под воздействием нагрузки. Якори применяют преимущественно с пакерами типа ПВ и ПН. Перед каждым спуском якоря проверяют надежность крепления резьбовых соединений корпуса с головкой и хвостовиком; герметичность уплотнения и выдвижение плашек при избыточном внутреннем давлении. После подъема этих устройств их тщательно промывают и очищают от грязи, песка и парафина, тщательно очищают от нефти резиновые манжеты. Якори ЯГ и ЯГ-1 предназначены для предотвращения скольжения скважинного оборудования внутри эксплуатационной колонны.
Рисунок 12 Якорь:
а - ЯГ; б - ЯГ1;
1 - конус; 2 - ствол; 3 - плашка; 4 - плашкодержатель; 5 - срезной винт; 6 - поршень; 7 - корпус; 8 - муфта; 9 - патрубок; 10 - винт; 11 - пружина; 12 - планка.
Якорь ЯГ. На стволе его установлен конус, имеющий направляющие для плашек, вставленные в Т-образные пазы плашкодержателя. Якорь, спускаемый в скважину на колонне НКТ, закрепляется при помощи жидкости под давлением. Жидкость, попадая под поршень, срезает винты, перемещает плашкодержатель и плашки вверх, которые расходятся в радиальном направлении и заякориваются на внутренней стенке экс.колонны. якорь освобождается при подъеме колонны труб.
Якорь ЯГ-1 состоит из корпуса, в окна которого вставлены плашки, удерживаемые пружиной в утопленном состоянии. Планки крепятся на корпусе при помощи винтов. Закрепление якоря в колонне происходит при выдвижении плашек наружу в радиальном направлении и внедрении в стенку колонны. После прекращения нагнетания жидкости в скважину плашки, под действием пружин, возвращаются в исходное положение, в результате чего освобождается якорь.
3 Обслуживание фонтанных скважин
В процессе обслуживания фонтанных скважин оператор по добыче нефти обязан контролировать их работу, регулировать дебит в соответствии с установленным режимом, производить проверку действия, осмотр, профилактический, а в необходимых случаях текущий ремонт оборудования и средств автоматики, установленных на скважине.
Текущий контроль за работой скважины осуществляется по величине дебита, а также наблюдением за величиной буферного и затрубного давления. Обычно дебит замеряют один или два раза в неделю по специальному графику (на многих промыслах эта работа выполняется под руководством геологической службы промысла замерщиками дебитов), но во многих случаях, когда возникает сомнение в соответствии дебита скважины установленному режиму, оператор должен делать контрольные замеры большей или меньшей продолжительности. Основанием для выполнения внеочередного контрольного замера дебита может быть изменение буферного или затрубного давления, всякое нарушение характера работы скважины или замена штуцера.
По графику, утвержденному мастером по добыче или начальником участка, оператор производит проверку штуцеров. На промыслах, где добывается нефть с песком, эта операция выполняется с целью проверки степени износа штуцера под действием песка, а на промыслах, где добывается парафинистая нефть, проверкой определяется (ориентировочно) количество отложений парафина около штуцера. В случае необходимости оператор должен самостоятельно принимать необходимые меры по исправлению работы скважины и сообщать об обнаруженных неисправностях мастеру или диспетчеру.
В скважинах, дающих парафинистую нефть, через каждые два-три дня фонтанная струя переводится с одной выкидной линии на другую, что способствует более равномерному отложению парафина в каждой из них в период между очередными обработками обвязки скважины паром. Сокращение дебита скважины вследствие увеличения сопротивления потоку и выкидных линиях при регулярном выполнении этой операции становится менее заметным.
При обслуживании фонтанных скважин необходимо выполнять правила безопасности общего характера.
1. Измерение давления должно производиться исправными, прошедшими госпроверку манометрами, а подключение их к скважине должно осуществляться через трехходовые краны.
2. Обслуживание фонтанной арматуры следует выполнять с металлических площадок, имеющих лестницы и ограждения. Размеры настила площадки (из рифленого листового железа или 40-мм досок) должны быть не менее 1,5 X 1,5 м, высота перил не менее 1,25 м. Ширина металлической лестницы должна быть, но менее 1 м, уклон не более 60° и расстояние между ступенями не более 25 см.
3. На верхней площадке фонтанной арматуры и на лестнице нельзя размещать никакие предметы. В виде исключения разрешается оставлять на площадке лубрикатор в собранном виде, но при этом он должен надежно закрепляться к перилам или раме площадки.
4. Верхнее положение скребка следует устанавливать так, чтобы в любом случае обеспечивалось свободное закрывание центральной задвижки.
5. При всех работах по ремонту узлов автоматической лебедки и лубрикатора лебедку следует обесточить путем отключения рубильника, а скребок втянуть в лубрикатор и закрыть буферную задвижку.
Заключение
Основные преимущества способа:
-
предотвращается потеря природной энергии залежей нефти в процессе фонтанной эксплуатации скважин; -
добыча нефти в процессе фонтанирования скважин обеспечивается за счет ранее использованной энергии растворенного газа; -
энергия гидростатического давления пласта расходуется незначительно в связи с чем и предотвращается интенсивное падение пластового давления; -
диаметр глубинного регулятора давления определяется так, чтобы созданная депрессия на пласт не превышала допустимую депрессию; -
диаметр устьевого штуцера выбирается так, чтобы продукция скважины транспортировалась до промыслового сборного пункта.
Нефтяная промышленность обеспечивает поиск и разведку нефтяных месторождений, бурение и освоение нефтяных скважин, добычу нефти и конденсата, сбор, подготовку и транспортирование нефти и газа, обустройство промыслов и переработку нефтяного газа. В нефтяной промышленности на всех стадиях деятельности, в том числе при бурении и непосредственной добыче нефти, применяются всевозможные машины и оборудование, обеспечивающие нормальное проведение рабочего процесса. Следовательно, количество и качество добываемой нефти и газоконденсата в значительной степени зависят от качественных показателей применяемых машин и оборудования, их технического уровня. С этой целью научными и производственными организациями и предприятиями нефтяной промышленности проводятся оценка соответствия технического уровня поставляемых машин и оборудования лучшим образцам аналогичных отечественных и зарубежных машин, вырабатываются научно обоснованные технико-экономические требования к поставляемому оборудованию.
Список использованных источников:
1. Молчанов А. Г., Чичеров В. Л., Нефтепромысловые машины и механизмы, М., «Недра», 1983.
2. Молчанов Г.В., Молчанов А.Г., Машины и оборудование для добычи нефти и газа М., «Недра», 1984.
3. «Нефтегазопромысловое оборудование». Под общей редакцией В. Н. Ивановского, 2006.
