Назначение наземного оборудования скважин. Характеристика применяемых фонтанных арматур. Требования к оборудованию (РД 08-624-03 п. 3.5.2.1-3.5.2.3, 3.5.2.5, 3.5.2.6, 3.5.2.13)

Билет №2

Анализ давлений, действующих в залежах.

Для правильного понимания всех технологических процессов и явлений, связанных с эксплуатацией нефтяных месторождений и скважин, необходимо уяснить ряд терминов для давлений, которые определяют или влияют на эти технологические процессы.

Статическое давление - это давление на забое скважины, устанавливающееся после достаточно длительной ее остановки. Оно равно гидростатическому давлению столба жидкости в скважине, равной расстоянию от уровня жидкости до глубины, на которой производится измерение. Обычно за такую глубину принимается середина интервала вскрытой интервала перфорации.

Статический уровень - уровень столба жидкости, установившийся в скважине после ее остановки.

Динамическое (забойное) давление - это давление устанавливается на забое во время отбора жидкости или газа из скважины или во время закачки жидкости или газа в скважину.

Динамический уровень - уровень жидкости, который устанавливается в работающей скважине.

Среднее пластовое давление - оценивает общее состояние пласта (пластовые давления в различных частях залежи могут быть неодинаковыми вследствие разной степени выработанности участков пласта).

Пластовое давление в зоне нагнетания - характеризует процесс нагнетания и контроля за его динамикой.

Начальное пластовое давление - cреднее пластовое давление, определенное по скважинам в начале разработки.

Текущее пластовое давление - определяет среднее пластовое давление в процессе разработки и эксплуатации.

Приведенное давление - измеренные забойные давления приводятся (пересчитываются) к абсолютной отметке.

 

Назначение наземного оборудования скважин. Характеристика применяемых фонтанных арматур. Требования к оборудованию (РД 08-624-03 п. 3.5.2.1-3.5.2.3, 3.5.2.5, 3.5.2.6, 3.5.2.13).

В пробуренных эксплуатационных скважинах оборудуют как забойную (в зоне продуктивного пласта), так и устьевую часть, выходящую на поверхность.

Условия эксплуатации скважин требуют герметизации их устья, разобщения межтрубного пространства, направления продукции скважин в пункты сбора нефти и газа, а также при необходимости полного закрытия скважины под давлением. Эти требования выполняются при установке на устье скважины колонной головки и фонтанной арматуры с манифольдом.

Оборудование любой скважины должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвращения аварийных ситуаций.

К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру и манифольд. Фонтанной арматурой оборудуют нефтяные и газовые скважины, ее устанавливают на колонную головку.

Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам. Эти признаки включают в шифр фонтанной арматуры.

Фонтанная арматура включает трубную обвязку (головку) и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами (рис. 2.1).

Рис. 2.1. Арматура фонтанная крестовая для однорядного подъемника:

1 - манометры; 2 - трехходовой кран; 3 - буфер; 4, 9 - задвижки; 5 - крестовик елки; 6 - переводная катушка; 7 - переводная втулка; 8 - крестовик трубной головки; 10 - штуцеры; 11 - фланец колонны; 12 – буфер.

Рис. 2.2. Типовые схемы фонтанных елок: Схемы 1, 2, 3 и 4 – тройниковые; схемы 5 и 6 – крестовые.

Трубная головка предназначена для подвески одного или двух рядов подъемных труб, их герметизации, а также позволяет выполнять технологические операции при освоении, эксплуатации и ремонте скважин.

Фонтанная елка предназначена для направления потока продукции через манифольд и выкидную линию на замерную установку, для регулирования режима эксплуатации и контроля за работой скважины путем спуска глубинных приборов.

Арматуру выбирают по необходимому рабочему давлению и схеме (тройниковая или крестовая) с учетом подвески одного или двух рядов насосно-компрессорных труб.

Фонтанная арматура с выкидной линией соединяется манифольдом, который включает запорные и предохранительные устройства, тройники и другие элементы.

В зависимости от условий эксплуатации арматуру изготовляют для некоррозионных и коррозионных сред, а также для холодной климатической зоны.

Шифр фонтанной арматуры определяет ее схему, конструкцию, способ управления задвижками, условный проход по стволу и боковым отводам, давление, климатическое исполнение и коррозиестойкость.

Фонтанная арматура выпускается на рабочее давление – 14, 21, 35, 70, 105 и 140МПа, сечением ствола от 50 до 150мм, по конструкции фонтанной елки – крестовая и тройниковая, по числу спускаемых в скважину рядов труб – однорядная и двухрядная и оборудована задвижками или кранами. Основные характеристики фонтанной арматуры приведены в их шифрах.

 

3.5.2.1. Конструкция колонной головки, фонтанной арматуры, схемы их обвязки должна обеспечивать оптимальные режимы работы скважины, герметизацию трубного, затрубного и межтрубного пространства, возможность технологических операций на скважине, глубинных исследований, отбора проб и контроля устьевого давления и температуры.

3.5.2.2. Рабочее давление фонтанной арматуры должно быть не менее давления опрессовки эксплуатационной колонны.

3.5.2.3. Опрессовку фонтанной арматуры в собранном виде до установки на устье следует производить на пробное давление, предусмотренное паспортом, а после установки на устье скважины - на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

Результаты опрессовок оформляются актами.

3.5.2.5. Фонтанная арматура должна оснащаться заводом-изготовителем дросселями с ручным, а по требованию заказчика - с дистанционным управлением, запорной арматурой с дистанционным и (или) ручным управлением и обеспечивать возможность замены манометров с использованием трехходового крана без снижения давления до атмосферного.

3.5.2.6. При эксплуатации скважины с температурой на устье свыше 200°C должна применяться соответствующая фонтанная арматура, конструкция и термостойкость которой обеспечивают безопасность технологического процесса и обслуживающего персонала.

3.5.2.13. После монтажа манифольда и соединения его с отводами фонтанной арматуры и трубной головки производится гидроиспытание системы на рабочее давление.

 

3. Простейшие регуляторы давления газа прямого и непрямого действия: устройство, принцип действия, меры безопасности.

Регуляторы давления снижают и поддерживают постоянное давление газа в заданных пределах путем изменения расхода протекающего через регулирующий клапан газа.

По принципу действия регуляторы давления подразделяются на регуляторы прямого и регуляторы непрямого действия.

В регуляторе прямого действия регулирующий орган находится под действием регулируемого параметра, и при изменении регулируемого параметра приводится в действие усилием, возникающим в чувствительном элементе регулятора.

В регуляторе непрямого действия чувствительный элемент воздействует на регулирующий орган посторонним источником энергии, которым могут служить воздух, газ, жидкость.

Оба вида регуляторов состоят из регулирующего клапана, чувствительного (измерительного) и управляющего элементов.

В регуляторах непрямого действия чувствительный и управляющий элементы являются составными частями привода регулирующего клапана и неотделимы от него. У регулятора прямого действия чувствительный и управляющий элементы - самостоятельные приборы, отделенные от регулирующего клапана.

Регуляторы давления газа прямого действия РД-64 применяется для редуцирования давления газа «после себя» на установках очистки и осушки газа, газораспределительных станциях, газовых промыслах и др. Представляет собой дроссельное устройство, приводимое в действие мембраной, находящейся под воздействием регулируемого давления. Всякое изменение давления газа вызывает перемещение мембраны, а вместе с ней и изменение проходного сечения дроссельного устройства, что влечет за собой уменьшение или увеличение расхода газа, протекающего через регулятор. Таким образом, обеспечивается постоянство давления на заданном уровне.

Выбор регуляторов осуществляют на основании: максимального и минимального расходов газа; колебания расхода газа в течение суток; давления газа на входе и на выходе; состава газа; места установки регулятора.

Для обеспечения безопасности работы категорически запрещается:

Использовать регулятор на параметры, превышающие указанное в настоящем паспорте по эксплуатации.

Снимать регулятор с трубопровода при наличии в нем давления рабочей среды.

Производить работы по устранению неисправностей при наличии давления рабочей среды в трубопроводе.