Справочник мастера по ремонту нефтегазового технологического оборудования

В.Ф.БОЧАРНИКОВ





СПРАВОЧНИК МАСТЕРА ПО РЕМОНТУ НЕФТЕГАЗОВОГО ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ






Учебно-практическое пособие





Инфра-Инженерия
Москва

2017

УДК 622.323: 002.5 (075.8)
ББК 33.13
   Б 22

ФЗ

Издание не подлежит маркировке

№436-ФЗ в соответствии с п. 1 ч. 4 ст. 11

БОЧАРНИКОВ ВЛАДИМИР ФЕДОРОВИЧ -почетный нефтянник России, профессор Тюменского Государственного нефтегазового университета





     Бочарников В.Ф.
Б22 Справочник мастера по ремонту нефтегазового технологического оборудования: учебно-практическое пособие/ В.Ф. Бочарников.-М.: Инфра-Инженерия, 2017. - 576 с.
     ISBN 978-5-9729-0189-0

     Рассмотрены технологические процессы добычи, сбора, подготовки и транспортирования нефти и газа в условиях промысла. Описаны назначение, устройство, технические характеристики, особенности эксплуатации и ремонта оборудования для добычи, сбора и подготовки нефти и газа на промыслах. Приведены схемы, технические характеристики и наземного оборудования, коммуникаций, запорной и предохранительной арматуры, устройств, входящих в комплекс объектов для реализации технологических процессов.






Приложение к книге доступно для скачивания на сайте издательства «Инфра-Инженерия»-www. infra-e.ru




© Бочарников В.Ф., автор 2017
© Издательство «Инфра-Инженерия», 2017



ISBN 978-5-9729-0189-0

Справочник мастера по ремонту нефтегазового технологического оборудования







       Глава I.

        ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН



          1.1. ФОНТАННЫЙ СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

   Скважины, пробуренные для добычи углеводородного сырья, принято подразделять по целевому назначению на поисково-разведочные и эксплуатационные. Группа поисково-разведочных скважин включает следующие категории: опорные, параметрические, поисковые, разведочные. Назначение этой группы скважин - получение фактических данных о структуре залегания горных пород, оценка запасов месторождений, сведений по разработке проектов месторождений.
   Группа эксплуатационных скважин включает скважины двух категорий: добывающие - если они служат для промышленного извлечения нефти или газа из пласта и подъема на поверхность; нагнетательные - для закачки в пласт под давлением жидкости или газа. Количество добывающих скважин во много раз превосходит скважины других видов. Добывающие скважины по роду извлекаемой продукции подразделяются на нефтяные и газовые.
   Добывающие нефтяные скважины подразделяются по способам эксплуатации на фонтанные и механизированные. Фонтанный способ эксплуатации использует энергию пласта для подъема продукции скважины без подвода энергии извне.
   Механизированные способы эксплуатации имеют общий признак: для подъема продукции пласта на поверхность используется энергия, подводимая извне к скважинному обо

5

Библиотека нефтегазодобытчика и его подрядчиков (SERVICE)

рудованию, которая передается поднимаемой продукции. Механизированные способы эксплуатации подразделяются на газлифтный и глубинно-насосный способы. В соответствии со способами эксплуатации и принято называть оборудование скважин.
   Основными показателями режима работы фонтанной скважины являются - дебит (количество продукции скважины, извлекаемой в единицу времени), измеряемый в м³/сут и пластовое давление, в МПа. Фонтанный способ эксплуатации наиболее выгодный, поскольку не требует ни сложного специального оборудования, спускаемого в скважину, ни затрат энергии на подъем продукции скважины.
   Фонтанирование продукции скважины происходит за счет энергии пласта (пластового давления), которой достаточно не только для уравновешивания веса столба жидкости в подъемной колонне труб, но и для ее движения на устье скважины с избыточным давлением.
   Фонтанный способ эксплуатации подразделяется на фонтанирование естественное, осуществляемое за счет природной энергии пласта, и искусственное - за счет энергии, создаваемой нагнетанием в пласт жидкости или газа под высоким давлением. Искусственное фонтанирование добывающих сква


Рис.1.1. Схема оборудования фонтанной скважины

6

Справочник мастера по ремонту нефтегазового технологического оборудования

жин осуществляется, в практическом варианте, как использование системы поддержания пластового давления ППД). Естественно, что искусственное фонтанирование экономически более затратное, чем естественное, но более экономичное по сравнению с механизированными способами добычи. Принципиальная схема и конструкция добывающей фонтанной скважины при этом остается неизменной.
   В эксплуатационную колонну 1 скважины (рис 1.1) спускается колонна подъемных труб 2, являющаяся каналом для подъема продукции скважины, верхний конец которой закреплен (подвешен) на устьевом оборудовании, получившим название фонтанная арматура 3. Продукция скважины из пласта поступает в колонну 2 и под избыточным давлением поступает в фонтанную арматуру 3, откуда она с заданным дебитом, через манифольд подается в наземный трубопровод продукции скважины. Оборудование фонтанной скважины принято подразделять на наземное и подземное (скважинное).
   К подземному оборудованию относятся колонна подъемных труб, получившая название колонна насосно-компрессорных труб (НКТ), пакер ( в схеме не указан). К наземному оборудованию относятся арматура фонтанная и манифольд, обеспечивающий соединение фонтанной арматуры с наземным трубопроводом для сбора продукции скважины.


           1.2. АРМАТУРА ФОНТАННАЯ ДЛЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

   Нефтяные и газовые скважины, законченные бурением, обустраиваются колонной головкой. Колонная головка служит для обвязки между собой обсадных колонн, спущенная в скважину для герметизации межтрубного пространства между ними.
   На колонную головку, в период эксплуатации нефтяных и газовых скважин, устанавливают устьевое оборудование, соответствующее принятому способу эксплуатации.
   При фонтанной эксплуатации устанавливается арматура фонтанная.
   Арматура фонтанная предназначена для:
   - герметизации устья фонтанирующих скважин;
   - подвешивания колонны насосно-компрессорных труб;
   - контроля и регулирования режима эксплуатации;

7

Библиотека нефтегазодобытчика и его подрядчиков (SERVICE)

   -    проведения ряда технологических операций (исследовательские работы, ремонтные, профилактические).
   Арматура фонтанная устанавливается на устье скважины на верхний фланец колонной головки. Крепление фланцевое болтовое.
   Арматура фонтанная подразделяется на две группы:
   1. Арматура для эксплуатации одного горизонта (пласта).
   2.   Арматура специальная для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких горизонтов (пластов).
   Арматура фонтанная для эксплуатации одного горизонта выпускается в соответствии с ГОСТ 13846-89. Настоящий стандарт распространяется на арматуру устья фонтанных, газлифтных и газовых скважин. Стандарт не распространяется на специальную арматуру для совместно-раздельной эксплуатации многопластовых скважин и арматуру скважин, устья которых находятся под водой.
   Требования к изготовлению, контролю, приемо-сдаточным испытаниям оговорены в ТУ 26-16-23-77 «Арматура фонтанная на рабочее давление 14 МПа; ТУ 26-16-46-77 «Арматура фонтанная на рабочее давление 21 35 МПа; ТУ 26-16-187-86 «Арматура фонтанная на рабочее давление 70 МПа; ТУ 2616-249-88 «Арматура фонтанная на рабочее давление 70 МПа.

   Условные обозначения фонтанной арматуры
   Установлена следующая система обозначения, например: АФК6В-80/50х70 К2 или АФ6аД-80/65 х21 ХЛ КЗ В шифре приняты следующие обозначения:
   АФ - арматура фонтанная;
   К - способ подвески колонны скважинных труб в трубной головке, в данном случае подвеска на резьбе в переводнике к трубной голове (подвеска колонны труб на муфте к трубной головке - не обозначается);
   6 - номер типовой схемы по ГОСТ 13846-89 (типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции фонтанных арматур регламентированы ГОСТ 13846-89), для арматур с двумя трубными головками к номеру схемы добавляется «а»;
   А, Д или В - обозначение системы управления запорными устройствами (А - с автоматическим управлением, Д - с дистанционным управлением, В - с дистанционным и автоматическим, с ручным управлением - не обозначается);

8

Справочник мастера по ремонту нефтегазового технологического оборудования

   80/50 - условный проход ствола елки, мм, знаменатель -условный проход боковых отводов елки, мм (при совпадении с условным проходом ствола не указывается);
   70 или 21- рабочее давление, МПа;
   ХЛ - климатическое исполнение по ГОСТ 16360-80, (ХЛ-для холодного макроклиматического района, для умеренного и умеренно-холодного макроклиматического района - не обозначается);
   К    2 или КЗ - исполнение по составу скважинной среды (коррозионной стойкости);
   -   с содержание H₂S и СО₂ до 0,003% по объему каждого -не обозначается;
   -   К1 - с содержанием СО₂ до 6 % по объему;
   -   К2 и К2И - с содержанием H₂S и СО₂ до 6% по объему каждого (И - с применением ингибитора в скважине);
   -   КЗ - с содержанием H₂S и СО₂ до 25%.

   Устройство фонтанной арматуры
   Фонтанная арматура состоит из двух основных частей: трубной головки и фонтанной елки. Трубной головкой называется нижняя часть фонтанной арматуры, которая устанавливается на устьевой фланец колонной головки.
   Трубная головка служит для подвески одного или двух рядов насосно-компрессорных труб, для герметизации кольцевого пространства между насосно-компрессорными трубами и эксплуатационной обсадной колонной, а также для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Так при освоении фонтанной скважины при помощи компрессора, в кольцевое пространство между трубами подается рабочий агент (газ или воздух).
   При однорядной конструкции газ нагнетается в затрубное пространство между колонной подъемных труб и обсадными трубами. В двухрядной конструкции газ подается в кольцевое пространство между двумя рядами спущенных труб.
   При двухрядной конструкции трубная головка дает возможность регулировать давление в затрубном пространстве через боковой отвод нижнего тройника. Трубная головка для двухрядной арматуры, в отличие от однорядной, имеет дополнительный тройник.
   Трубная головка фонтанной арматуры состоит из кресто

9

Библиотека нефтегазодобытчика и его подрядчиков (SERVICE)

вика, катушки, тройника с резьбовой подвеской, одного ряда насосно-компрессорных труб. В обвязку трубной головки входят также боковой буфер с вентилем и манометром (рис. 1.2).
   Подвешивание колонн на резьбе осуществляется: при однорядном лифте - на резьбе стволовой катушки; при двух рядном лифте: внутренняя колонна - на резьбе стволовой катушки, наружная - на резьбе тройника (крестовины) трубной головки.
   Подвешивание колонн на муфтовой подвеске осуществляется: при однорядном лифте - на муфте в крестовине трубной головки; при двухрядном лифте: внутренняя - на муфте в тройнике трубной головки, наружная - на муфте в крестовине.
   Боковые струны арматуры оканчиваются ответными флан



10