Федеральне агентство з освіти
ГОУ СПО «Астраханський державний
політехнічний коледж »
Зам.директора з УР
_________ Курліна Л.П.
«___» __________ 200 __ р.
Гасанов Р.Т.
Обладнання при газліфтної і фонтанної експлуатації свердловин
Дипломний проект
Пояснювальна записка
ДП.0906.032.05.ПЗ
Керівник:
____________ Мулі Р.Х.
«___» __________ 200 __ р.
Виконавець: Нормо-контроль:
Гасанов Р.Т. _____________ Букіна Т.В.
«___» __________ 200 __ р. «___» _______ 200 __ р.
Зміст
Введення
1. Теоретичні основи підйому газорідинної суміші свердловині і основні, принципові схеми безперервного та періодичного газліфта.
2. Технічна частина.
Обладнання гирла фонтанних свердловин.
Обсадні труби
Колонні головки
Фонтанна арматура
Обладнання компресорних свердловин
Запірна арматура.
3. Технологічна частина.
розрахунок фонтанних підйомників постійного і змінного перерізів, що працюють за рахунок гідростатичного напору та енергії розширення газу.
Визначення продуктивності і потужності компресора.
4. Правила безпеки при газлівтной і фонтанної експлуатації.
5. Охорона навколишнього середовища.
6. Висновок
Введення
Видобувні свердловини зазвичай кваліфікують за методом видобутку, який використовується для доставки рідин з вибою свердловини в викидний трубопровід. Це може бути або природний потік, або якийсь штучний спосіб підйому. Газові свердловини мають природну продуктивністю. Деякі нафтові свердловини фонтанують на ранніх стадіях своєї продуктивного життя завдяки властивій їм внутрішньою енергією, такий метод називається фонтанної здобиччю, але рано чи пізно і їм потрібна додаткова енергія для підтримки продуктивності.
У свердловинах, де тиск у колекторі або тиск розчиненого газу є занадто мало, щоб створювати фонтанування, потік рідини може підтримуватися штучним методом - газліфтом. Існує безліч варіацій газліфтної системи, але основний принцип полягає в тому, щоб брати газ із зовнішнього джерела і закачувати його в видобуваються рідини, що проходять по насосно-компресорної колоні. Це знижує вагу стовпа рідини і забезпечує витікання нафти з свердловини.
У ході експлуатації газ під тиском закачується в простір між обсадної і насосно-компресорної колонами і потрапляє в останню через відкритий газліфтний клапан. Рідина в насосно-компресорної колоні вище клапана витісняється і / або стає легше при змішуванні з газом і може підніматися на поверхню разом з розширюється газом. Коли газ і рідина досягають поверхні, газ відокремлюється від нафти. Тут його знову стискають до високого тиску і ще Раз закачують в простір між обсадної і насосно-компресорної колонами, щоб повторити цикл знову.
Так як газ закачується з більш-менш постійною швидкістю, система класифікується як безперервний газліфт. Проте рано чи пізно тиск у колекторі знизиться до такого ступеня, що навіть за допомогою допоміжної закачування газу воно не буде підтримувати струм нафти. На даному етапі можна застосувати одну з періодичних систем газліфта. За цим методом рідини дають час для накопичення в насосно-компресорної колоні. Потім у свердловину в заздалегідь певні проміжки часу закачують газ, який порціями витісняє рідину на поверхню.
Газ можна подавати з допомогою компресора. Таку різновид називають компресорним газліфом. Використовуваний в цьому випадку нафтовий газ відділяють від видобутої нафти, піддають промислової підготовки та закачують в газліфтний свердловини (замкнутий газліфтний цикл). Природний вуглеводневий газ можна подавати з сусіднього газового родовища, з магістрального газопроводу або газобензиновий заводу.
При безкомпресорним газліфта природний газ під власним тиском надходить із свердловини, газових або газоконденсатних родовищ. Там же здійснюється його отчистка і осушення. На нафтовому промислі іноді здійснюється тільки підігрів. Якщо нафтове і газове родовище залягають на одній площі, то при досить високому тиску в газовій поклади, можна організувати внутріскважінного безкомпресорним газліфт, відмінною особливістю якого є надходження газу з вище або ніжезалегающего газового пласта безпосередньо в нафтовій свердловині.
Область застосування газліфта - високодебітних свердловини з великим забійними тиском, свердловини з високими газовими факторами і забійними тисками нижче тиску насичення, піщані (що містять у продукції пісок) свердловини, а також свердловини у важко доступних умовах. Це пояснюється високою техніко-економічною ефективністю, відсутністю в свердловині механізмів і деталей, що труться, простотою обслуговування свердловин і регулювання роботи.
Однак система компресорного газліфта має і недоліки:
а) низький коефіцієнт корисної дії всієї газліфтної системи, що включає компресорну станцію, газопроводи та свердловини;
б) великі капітальні витрати на будівництво компресорної станції і газопроводів;
в) великі енергетичні витрати на стиснення газу;
г) порівняно високі експлуатаційні витрати на обслуговуванні компресорної станції.
Якщо на промислі вже організована газліфтних експлуатація свердловини, а забійні тиску і дебіти зменшилися, то з метою підвищення техніко-економічної ефективності видобутку нафти можна перевести роботу свердловини з безперервного газліфта на періодичний, при якому газ закачується в свердловину періодично.
1. Теоретичні основи підйому газорідинної суміші в свердловині і основні, принципові схеми безперервного та періодичного газліфта
Підйом нафти в стовбурі свердловини може відбуватися або за рахунок пластової енергії E nn, або за рахунок пластової і штучно введеної в свердловину з поверхні енергії E і. У стовбурі свердловини енергія витрачається на подолання сили тяжіння гідростатичного стовпа нафти з урахуванням протитиску на викиді свердловини (на гирлі) і сил опору, пов'язаних з рухом - колійного (гідравлічне тертя), місцевого (розширення, звуження, зміна напрямку потоку) та інерційного (прискорення руху). Ці сили викликають відповідні витрати енергії: Е см; Е гр; Е м; Е ін. Звідси баланс енергії в працюючій свердловині можна записати у вигляді Е nn + Е і = Е см + Е гр + Е м + Е ін. (1)
Якщо свердловина працює за рахунок тільки пластової енергії якої володіє нафтовий пласт (поклад), то такий спосіб її експлуатації називають фонтанним, а саме явище - фонтанування. При фонтанному способі Е n = 0.
Якщо свердловини не можуть фонтанувати, то їх переводять на механізований спосіб експлуатації: газліфтний або насосний, коли Е пл ≥ 0 і Е і> 0. У цьому випадку за рахунок пластової енергії нафту піднімається тільки на висоту, меншу глибини свердловини, тобто рівень рідини в свердловині не доходить до гирла свердловини. При газліфтному способі в свердловину вводять енергію стисненого газу Е r, а при насосному - енергію, створювану насосом.
У залежності від співвідношення забійного Р 3 та гирлового Р 2 тисків з тиском насичення нафти газом Р і можна виділити три види фонтанування і відповідні їм три типи фонтанних свердловин.
1-й тип - артезіанське фонтанування: Р 3> Р і, Р 2 ≥ Р і, тобто фонтанування відбувається за рахунок гідростатичного напору. У свердловині відбувається перелив рідини, рухається негазована рідина.
Другий тип - газліфтному фонтанування з початком виділення газу в стовбурі свердловини: Р 3 ≥ Р н; Р 2 <Р н. У пласті рухається негазована рідина, а в свердловині газорідинна суміш (суміш рідини і вільного газу). При тиску у башмака НКТ Р 1 ≥ Р н в затрубному просторі на гирлі знаходиться газ і Р затр зазвичай невелика (0,1 - 0,5 МПа).
Третя тип - газліфтному фонтанування з початком виділення газу в пласті: Р 3 <Р н; Р 2 <Р н. У пласті рухається газована рідина, на забій і до башмаку НКТ надходить газорідинна суміш.
Фонтанування свердловини можливо тоді, коли з пласта на забій надходить енергія не менше, ніж потрібно її для підйому флюїдів на поверхню. Умова артезіанського фонтанування безпосередньо випливає з рівняння балансу тиску.
Р 3 ≥ Н рд + Δ Р тр + Р 2 (2)
Де Н - глибина свердловини по вертикалі;
Р = (Р 3 + Р 2) / 2 - середня щільність рідини в свердловині; Р 3; Р 2 - щільність рідини в умовах вибою та гирла. Д - прискорення вільного падіння.
Розрахунок параметрів фонтанного підйомника і його коефіцієнти корисної дії
Фонтанування свердловини можливо при певному технологічному режимі, який характеризується величинами дебіту Q, забійного Р 3, гирлового Р 2 і затрубного Р затр тисків.
З часом у міру відбору нафти з покладів змінюються умови розробки, а значить і умовах фонтанування: змінюються пластовий Р пл, забойное Р 3, дебіту Q, збільшується обводненість n ℓ і т.д. Тому підйомник слід було б замінити. Однак з одного боку в початковий період є великий надлишок пластової енергії, показником якого є величина гирлового тиску Р 2. З іншого боку, заміна підйомника (НКТ) у свердловині є складним, дорогим і у більшості негативно впливає на її продуктивність процесом. Тому підйомник проектують на весь період фонтанування.
Обладнання фонтанних свердловин
Перед освоєнням в фонтанну свердловину спускають насосно-компресорні труби, а на колонну головку встановлюють фонтанну арматуру. Для подальшої експлуатації монтують маніфольд і прокладають викидних лінію. Фонтанні арматури виготовляють (ГОСТ 13846-84) по 8 схем для різних умов експлуатації. Їх класифікують за конструктивними і міцності ознаками:
1) робочому тиску (7, 14, 21, 35, 70 і 105 МПа);
2) схемою виконання (вісім схем);
3) числа спускаються в свердловину труб (один і два концентричних ряду труб);
4) конструкції запірних пристроїв (засувки і крани);
5) розмірами прохідного перерізу по стовбуру 50-150 мм і бічним відводів (50-100 мм).
Фонтанна арматура включає трубну головку і фонтанну ялинку з запірним і регулюючими пристроями. Трубна головка призначена для підвіски НКТ і герметизації простору між ними і обсадної експлуатаційною колоною.
Фонтанна ялинка призначена для спрямування потоку в викидних лінію, а також для регулювання та контролю роботи свердловини. Вона може включати в себе або один або два трійника, або хрестовину (хрестова арматура). Арматуру вибирають по необхідному робочому тиску, схемою (трійникового або хрестова), числу рядів труб, кліматичному і корозійного виконання. Маніфольд призначений для обв'язки фонтанної арматури з викидний лінією, що подає продукцію на групову вимірну установку.
Маніфольди монтують в залежності від місцевих умов у технології експлуатації.
До запірному обладнанню арматури відносяться прохідні пробкові крани з ручним керуванням і прямоточні засувки з ручним, пневматичним дистанційним або автоматичним управлінням.
Проблеми при роботі фонтанних свердловин
Неполадки в роботі фонтанних свердловин можуть бути пов'язані з відкладеннями парафіну, солей, накопиченням піску на вибої, води, а також з різного роду витоками нафти, газу, порушенням герметичності затвора або поломками запірних пристроїв.
У процесі експлуатації ведеться ретельне спостереження за роботою, що дозволяє виявити ускладнення, наприклад:
- При зменшенні гирлового тиску Р 2 і одночасному підвищенні затрубного тиску Р загр - відкладення парафіну і солей в НКТ;
- При зменшенні тиску Р 2 і Р загр - освіта піщаної пробки або накопичення води між забоєм і черевиком НКТ;
- При зменшенні тиску Р 2 і збільшення дебіту Q - роз'їдання штуцера.
Фонтанну арматуру можна монтувати на гирлі свердловини автомобільними кранами, а також за допомогою талевого механізму, лебідки чи підйомника.
Основні, принципові схеми безперервного та періодичного газліфта. Конструктивні схеми ліфтів заміщення. Класифікація та принцип дії газліфтних клапанів. Правила експлуатації обладнання та техніка безпеки
Спосіб призначений для підвищення ефективності експлуатації газліфтних свердловин за рахунок оптимального підбору свердловинного устаткування і вибору характеристик і параметрів газліфтної компонування.
Від якості проектування газліфтних установок (підбору діаметра НКТ, визначення глибини розташування мандрелей і вибору типу, тиску зарядки і діаметра сідла газліфтних клапанів) залежать видобувні, енергетичні (питома витрата газу), надійностних (міжремонтний період свердловини, напрацювання па відмову газліфтного обладнання), сервісні (зручність в експлуатації, автоматичний запуск та перезапуск свердловин), регулювальні (широкий діапазон відборів рідини) і в кінцевому рахунку економічні (собівартість видобутку нафти і прибуток від її реалізації) показники експлуатації газліфтних свердловин.
Розроблена методика є найбільш універсальної за діапазонами дебітів, газосодержание і вязкостей видобутої продукції; перевіреної за численними промисловим та експериментальними даними. Вона адаптивно настроюється залежно від умов експлуатації на конкретну кореляцію (фізико-математичну модель) окремого елемента газліфтної свердловини (Привибійна зона, штуцер, газліфтний клапан, ліфт). Методика відрізняється принципами вибору перехідного тиску і величини скидання тиску газу для закриття вищерозміщених клапанів, урахуванням зміни параметрів свердловини в процесі її запуску і експлуатації.
Методика призначена для визначення оптимальних техніко-технологічних характеристик газліфтної свердловини, таких як: діаметр насосно-компресорних труб (НKT), глибини установки мандрелей, типорозміри газліфтних клапанів (тип клапана, діаметр сідла), настановні тиску клапанів на стенді, технологічних режимів роботи свердловини.
В якості критерію оптимальності використовується комплексний технологічний критерій, що враховує із заданим вагою основні вимоги. Критерії добору газліфтної установці: максимізувати дебіт свердловини. Забезпечення заданого значення вибійного тиску при найбільш повному використанні енергії газу, збільшити ймовірність запуску і автоматичного перезапуску свердловин при робочих витратах газу, підвищити гнучкість регулювання режиму роботи свердловини, підвищити надійність роботи газліфтних клапанів. регулювати пульсації технологічного режиму, зокрема мінімізувати зони нестійкої роботи газліфтної свердловини.
Ще однією перевагою методики є діапазонний введення вихідних даних (мінімум, максимум), що дозволяє навіть в умовах неповної інформації і при зміні параметрів експлуатації забезпечить!) Із заданою надійністю досягнення різних критеріїв оптимізації.
З метою підвищення ефективності процесу запуску свердловин, збільшення точки введення газу, зниження пульсації, попередження прориву газу через черевик, а також для більш точного вибору оптимального технологічного режиму розроблені спосіб проектування і установка для експлуатації свердловин. Їх відмітною особливістю є те, що регулюється не тільки витрата інжектіруемого в підйомник газу, але і витрата видобутої продукції, що надходить в підйомник через спеціальний пристрій.
Цей спосіб особливо ефективно використовувати при розробці родовищ з газовою шапкою або подгазовой зоною пласта близько видобувних свердловин, наприклад при експлуатації покладу в режимі розчиненого газу, а також на свердловинах з можливим утворенням водяних конусів. ГОУ СПО «Астраханський державний
політехнічний коледж »
Зам.директора з УР
_________ Курліна Л.П.
«___» __________ 200 __ р.
Гасанов Р.Т.
Обладнання при газліфтної і фонтанної експлуатації свердловин
Дипломний проект
Пояснювальна записка
ДП.0906.032.05.ПЗ
Керівник:
____________ Мулі Р.Х.
«___» __________ 200 __ р.
Виконавець: Нормо-контроль:
Гасанов Р.Т. _____________ Букіна Т.В.
«___» __________ 200 __ р. «___» _______ 200 __ р.
Зміст
Введення
1. Теоретичні основи підйому газорідинної суміші свердловині і основні, принципові схеми безперервного та періодичного газліфта.
2. Технічна частина.
Обладнання гирла фонтанних свердловин.
Обсадні труби
Колонні головки
Фонтанна арматура
Обладнання компресорних свердловин
Запірна арматура.
3. Технологічна частина.
розрахунок фонтанних підйомників постійного і змінного перерізів, що працюють за рахунок гідростатичного напору та енергії розширення газу.
Визначення продуктивності і потужності компресора.
4. Правила безпеки при газлівтной і фонтанної експлуатації.
5. Охорона навколишнього середовища.
6. Висновок
Введення
Видобувні свердловини зазвичай кваліфікують за методом видобутку, який використовується для доставки рідин з вибою свердловини в викидний трубопровід. Це може бути або природний потік, або якийсь штучний спосіб підйому. Газові свердловини мають природну продуктивністю. Деякі нафтові свердловини фонтанують на ранніх стадіях своєї продуктивного життя завдяки властивій їм внутрішньою енергією, такий метод називається фонтанної здобиччю, але рано чи пізно і їм потрібна додаткова енергія для підтримки продуктивності.
У свердловинах, де тиск у колекторі або тиск розчиненого газу є занадто мало, щоб створювати фонтанування, потік рідини може підтримуватися штучним методом - газліфтом. Існує безліч варіацій газліфтної системи, але основний принцип полягає в тому, щоб брати газ із зовнішнього джерела і закачувати його в видобуваються рідини, що проходять по насосно-компресорної колоні. Це знижує вагу стовпа рідини і забезпечує витікання нафти з свердловини.
У ході експлуатації газ під тиском закачується в простір між обсадної і насосно-компресорної колонами і потрапляє в останню через відкритий газліфтний клапан. Рідина в насосно-компресорної колоні вище клапана витісняється і / або стає легше при змішуванні з газом і може підніматися на поверхню разом з розширюється газом. Коли газ і рідина досягають поверхні, газ відокремлюється від нафти. Тут його знову стискають до високого тиску і ще Раз закачують в простір між обсадної і насосно-компресорної колонами, щоб повторити цикл знову.
Так як газ закачується з більш-менш постійною швидкістю, система класифікується як безперервний газліфт. Проте рано чи пізно тиск у колекторі знизиться до такого ступеня, що навіть за допомогою допоміжної закачування газу воно не буде підтримувати струм нафти. На даному етапі можна застосувати одну з періодичних систем газліфта. За цим методом рідини дають час для накопичення в насосно-компресорної колоні. Потім у свердловину в заздалегідь певні проміжки часу закачують газ, який порціями витісняє рідину на поверхню.
Газ можна подавати з допомогою компресора. Таку різновид називають компресорним газліфом. Використовуваний в цьому випадку нафтовий газ відділяють від видобутої нафти, піддають промислової підготовки та закачують в газліфтний свердловини (замкнутий газліфтний цикл). Природний вуглеводневий газ можна подавати з сусіднього газового родовища, з магістрального газопроводу або газобензиновий заводу.
При безкомпресорним газліфта природний газ під власним тиском надходить із свердловини, газових або газоконденсатних родовищ. Там же здійснюється його отчистка і осушення. На нафтовому промислі іноді здійснюється тільки підігрів. Якщо нафтове і газове родовище залягають на одній площі, то при досить високому тиску в газовій поклади, можна організувати внутріскважінного безкомпресорним газліфт, відмінною особливістю якого є надходження газу з вище або ніжезалегающего газового пласта безпосередньо в нафтовій свердловині.
Область застосування газліфта - високодебітних свердловини з великим забійними тиском, свердловини з високими газовими факторами і забійними тисками нижче тиску насичення, піщані (що містять у продукції пісок) свердловини, а також свердловини у важко доступних умовах. Це пояснюється високою техніко-економічною ефективністю, відсутністю в свердловині механізмів і деталей, що труться, простотою обслуговування свердловин і регулювання роботи.
Однак система компресорного газліфта має і недоліки:
а) низький коефіцієнт корисної дії всієї газліфтної системи, що включає компресорну станцію, газопроводи та свердловини;
б) великі капітальні витрати на будівництво компресорної станції і газопроводів;
в) великі енергетичні витрати на стиснення газу;
г) порівняно високі експлуатаційні витрати на обслуговуванні компресорної станції.
Якщо на промислі вже організована газліфтних експлуатація свердловини, а забійні тиску і дебіти зменшилися, то з метою підвищення техніко-економічної ефективності видобутку нафти можна перевести роботу свердловини з безперервного газліфта на періодичний, при якому газ закачується в свердловину періодично.
1. Теоретичні основи підйому газорідинної суміші в свердловині і основні, принципові схеми безперервного та періодичного газліфта
Підйом нафти в стовбурі свердловини може відбуватися або за рахунок пластової енергії E nn, або за рахунок пластової і штучно введеної в свердловину з поверхні енергії E і. У стовбурі свердловини енергія витрачається на подолання сили тяжіння гідростатичного стовпа нафти з урахуванням протитиску на викиді свердловини (на гирлі) і сил опору, пов'язаних з рухом - колійного (гідравлічне тертя), місцевого (розширення, звуження, зміна напрямку потоку) та інерційного (прискорення руху). Ці сили викликають відповідні витрати енергії: Е см; Е гр; Е м; Е ін. Звідси баланс енергії в працюючій свердловині можна записати у вигляді Е nn + Е і = Е см + Е гр + Е м + Е ін. (1)
Якщо свердловина працює за рахунок тільки пластової енергії якої володіє нафтовий пласт (поклад), то такий спосіб її експлуатації називають фонтанним, а саме явище - фонтанування. При фонтанному способі Е n = 0.
Якщо свердловини не можуть фонтанувати, то їх переводять на механізований спосіб експлуатації: газліфтний або насосний, коли Е пл ≥ 0 і Е і> 0. У цьому випадку за рахунок пластової енергії нафту піднімається тільки на висоту, меншу глибини свердловини, тобто рівень рідини в свердловині не доходить до гирла свердловини. При газліфтному способі в свердловину вводять енергію стисненого газу Е r, а при насосному - енергію, створювану насосом.
У залежності від співвідношення забійного Р 3 та гирлового Р 2 тисків з тиском насичення нафти газом Р і можна виділити три види фонтанування і відповідні їм три типи фонтанних свердловин.
1-й тип - артезіанське фонтанування: Р 3> Р і, Р 2 ≥ Р і, тобто фонтанування відбувається за рахунок гідростатичного напору. У свердловині відбувається перелив рідини, рухається негазована рідина.
Другий тип - газліфтному фонтанування з початком виділення газу в стовбурі свердловини: Р 3 ≥ Р н; Р 2 <Р н. У пласті рухається негазована рідина, а в свердловині газорідинна суміш (суміш рідини і вільного газу). При тиску у башмака НКТ Р 1 ≥ Р н в затрубному просторі на гирлі знаходиться газ і Р затр зазвичай невелика (0,1 - 0,5 МПа).
Третя тип - газліфтному фонтанування з початком виділення газу в пласті: Р 3 <Р н; Р 2 <Р н. У пласті рухається газована рідина, на забій і до башмаку НКТ надходить газорідинна суміш.
Фонтанування свердловини можливо тоді, коли з пласта на забій надходить енергія не менше, ніж потрібно її для підйому флюїдів на поверхню. Умова артезіанського фонтанування безпосередньо випливає з рівняння балансу тиску.
Р 3 ≥ Н рд + Δ Р тр + Р 2 (2)
Де Н - глибина свердловини по вертикалі;
Р = (Р 3 + Р 2) / 2 - середня щільність рідини в свердловині; Р 3; Р 2 - щільність рідини в умовах вибою та гирла. Д - прискорення вільного падіння.
Розрахунок параметрів фонтанного підйомника і його коефіцієнти корисної дії
Фонтанування свердловини можливо при певному технологічному режимі, який характеризується величинами дебіту Q, забійного Р 3, гирлового Р 2 і затрубного Р затр тисків.
З часом у міру відбору нафти з покладів змінюються умови розробки, а значить і умовах фонтанування: змінюються пластовий Р пл, забойное Р 3, дебіту Q, збільшується обводненість n ℓ і т.д. Тому підйомник слід було б замінити. Однак з одного боку в початковий період є великий надлишок пластової енергії, показником якого є величина гирлового тиску Р 2. З іншого боку, заміна підйомника (НКТ) у свердловині є складним, дорогим і у більшості негативно впливає на її продуктивність процесом. Тому підйомник проектують на весь період фонтанування.
Обладнання фонтанних свердловин
Перед освоєнням в фонтанну свердловину спускають насосно-компресорні труби, а на колонну головку встановлюють фонтанну арматуру. Для подальшої експлуатації монтують маніфольд і прокладають викидних лінію. Фонтанні арматури виготовляють (ГОСТ 13846-84) по 8 схем для різних умов експлуатації. Їх класифікують за конструктивними і міцності ознаками:
1) робочому тиску (7, 14, 21, 35, 70 і 105 МПа);
2) схемою виконання (вісім схем);
3) числа спускаються в свердловину труб (один і два концентричних ряду труб);
4) конструкції запірних пристроїв (засувки і крани);
5) розмірами прохідного перерізу по стовбуру 50-150 мм і бічним відводів (50-100 мм).
Фонтанна арматура включає трубну головку і фонтанну ялинку з запірним і регулюючими пристроями. Трубна головка призначена для підвіски НКТ і герметизації простору між ними і обсадної експлуатаційною колоною.
Фонтанна ялинка призначена для спрямування потоку в викидних лінію, а також для регулювання та контролю роботи свердловини. Вона може включати в себе або один або два трійника, або хрестовину (хрестова арматура). Арматуру вибирають по необхідному робочому тиску, схемою (трійникового або хрестова), числу рядів труб, кліматичному і корозійного виконання. Маніфольд призначений для обв'язки фонтанної арматури з викидний лінією, що подає продукцію на групову вимірну установку.
Маніфольди монтують в залежності від місцевих умов у технології експлуатації.
До запірному обладнанню арматури відносяться прохідні пробкові крани з ручним керуванням і прямоточні засувки з ручним, пневматичним дистанційним або автоматичним управлінням.
Проблеми при роботі фонтанних свердловин
Неполадки в роботі фонтанних свердловин можуть бути пов'язані з відкладеннями парафіну, солей, накопиченням піску на вибої, води, а також з різного роду витоками нафти, газу, порушенням герметичності затвора або поломками запірних пристроїв.
У процесі експлуатації ведеться ретельне спостереження за роботою, що дозволяє виявити ускладнення, наприклад:
- При зменшенні гирлового тиску Р 2 і одночасному підвищенні затрубного тиску Р загр - відкладення парафіну і солей в НКТ;
- При зменшенні тиску Р 2 і Р загр - освіта піщаної пробки або накопичення води між забоєм і черевиком НКТ;
- При зменшенні тиску Р 2 і збільшення дебіту Q - роз'їдання штуцера.
Фонтанну арматуру можна монтувати на гирлі свердловини автомобільними кранами, а також за допомогою талевого механізму, лебідки чи підйомника.
Основні, принципові схеми безперервного та періодичного газліфта. Конструктивні схеми ліфтів заміщення. Класифікація та принцип дії газліфтних клапанів. Правила експлуатації обладнання та техніка безпеки
Спосіб призначений для підвищення ефективності експлуатації газліфтних свердловин за рахунок оптимального підбору свердловинного устаткування і вибору характеристик і параметрів газліфтної компонування.
Від якості проектування газліфтних установок (підбору діаметра НКТ, визначення глибини розташування мандрелей і вибору типу, тиску зарядки і діаметра сідла газліфтних клапанів) залежать видобувні, енергетичні (питома витрата газу), надійностних (міжремонтний період свердловини, напрацювання па відмову газліфтного обладнання), сервісні (зручність в експлуатації, автоматичний запуск та перезапуск свердловин), регулювальні (широкий діапазон відборів рідини) і в кінцевому рахунку економічні (собівартість видобутку нафти і прибуток від її реалізації) показники експлуатації газліфтних свердловин.
Розроблена методика є найбільш універсальної за діапазонами дебітів, газосодержание і вязкостей видобутої продукції; перевіреної за численними промисловим та експериментальними даними. Вона адаптивно настроюється залежно від умов експлуатації на конкретну кореляцію (фізико-математичну модель) окремого елемента газліфтної свердловини (Привибійна зона, штуцер, газліфтний клапан, ліфт). Методика відрізняється принципами вибору перехідного тиску і величини скидання тиску газу для закриття вищерозміщених клапанів, урахуванням зміни параметрів свердловини в процесі її запуску і експлуатації.
Методика призначена для визначення оптимальних техніко-технологічних характеристик газліфтної свердловини, таких як: діаметр насосно-компресорних труб (НKT), глибини установки мандрелей, типорозміри газліфтних клапанів (тип клапана, діаметр сідла), настановні тиску клапанів на стенді, технологічних режимів роботи свердловини.
В якості критерію оптимальності використовується комплексний технологічний критерій, що враховує із заданим вагою основні вимоги. Критерії добору газліфтної установці: максимізувати дебіт свердловини. Забезпечення заданого значення вибійного тиску при найбільш повному використанні енергії газу, збільшити ймовірність запуску і автоматичного перезапуску свердловин при робочих витратах газу, підвищити гнучкість регулювання режиму роботи свердловини, підвищити надійність роботи газліфтних клапанів. регулювати пульсації технологічного режиму, зокрема мінімізувати зони нестійкої роботи газліфтної свердловини.
Ще однією перевагою методики є діапазонний введення вихідних даних (мінімум, максимум), що дозволяє навіть в умовах неповної інформації і при зміні параметрів експлуатації забезпечить!) Із заданою надійністю досягнення різних критеріїв оптимізації.
З метою підвищення ефективності процесу запуску свердловин, збільшення точки введення газу, зниження пульсації, попередження прориву газу через черевик, а також для більш точного вибору оптимального технологічного режиму розроблені спосіб проектування і установка для експлуатації свердловин. Їх відмітною особливістю є те, що регулюється не тільки витрата інжектіруемого в підйомник газу, але і витрата видобутої продукції, що надходить в підйомник через спеціальний пристрій.
Таким чином, орієнтація при проведенні інженерних розрахунків на діапазони значень замість конкретних величин вихідних для розрахунку даних дозволяє мінімізувати ризик прийняття помилкових рішень.
Можливість задавати кілька критеріїв оптимальності з різними вагами дозволяє підвищити ефективність роботи газліфтної свердловини.
На малюнку для газліфтної свердловини № 699, експлуатованої з забійними тиском призводить до прориву з пласта вільного газу, показані дві характеристичні криві: перша - з дуже вузьким діапазоном максимального режиму, при використанні традиційної методики проектування газліфтних установок, друга - з пологим ділянкою максимальних дебітів, при використанні запропонованого способу підбору внутріскважінного обладнання.
Даний спосіб дозволяє підвищити ефективність запуску, забезпечити надійний висновок на оптимальний режим і подальше його підтримування при змінних умовах експлуатації, значно знизити пульсації технологічного режиму, збільшити точку введення газу при обмеженому числі мандрелей.
Широке поширення даний спосіб знайшов перш за все на малодебітних газліфтних свердловинах Самотлорского і Ван - Еганского родовищах. Ефект полягає у збільшенні видобутку нафти і в зниженні її собівартості. Промислові випробування показують, що використання методики проектування свердловин і підбору газліфтного обладнання призводить до зменшення питомої витрати газу більш ніж на 4% або збільшення видобутку нафти не менш ніж на 2%.
Розроблена методика є найбільш універсальної за діапазонами дебітів, газосодержание і вязкостей видобутої продукції; перевіреної за численними промисловим та експериментальними даними. Вона адаптивно настроюється залежно від умов експлуатації на конкретну кореляцію (фізико-математичну модель) окремого елемента газліфтної свердловини (Привибійна зона, штуцер, газліфтний клапан, ліфт).
Від якості проектування газліфтних установок (підбору діаметра НКТ, визначення глибини розташування мандрелей і вибору типу, тиску зарядки і діаметра сідла газліфтних клапанів) залежать видобувні, енергетичні (питома витрата газу), надійностних (міжремонтний період свердловини, напрацювання на відмову газліфтного обладнання), сервісні (зручність в експлуатації, автоматичний запуск та перезапуск свердловин), регулювальні (широкий діапазон відборів рідини) і в кінцевому рахунку економічні (собівартість видобутку нафти і прибуток від її реалізації) показники експлуатації газліфтних свердловин.
Методика призначена для визначення оптимальних техніко-технологічних характеристик газліфтної свердловини, таких як:
· Діаметр насосно-компресорних труб (НКТ);
· Глибини установки мандрелей;
· Типорозміри газліфтних клапанів (тип клапана, діаметр сідла);
· Настановні тиску клапанів на стенді;
· Технологічних режим роботи свердловини
В якості критерію оптимальності використовується комплексний технологічний критерій, що враховує із заданим вагою основні вимоги, які пред'являються до газліфтної установці:
· Максимізувати дебіт свердловини;
· Забезпечення заданого значення вибійного тиску при найбільш повному використанні енергії газу;
· Збільшити ймовірність запуску і автоматичного перезапуску свердловин при робочих витратах газу;
· Підвищити гнучкість регулювання режиму роботи свердловини;
· Підвищити надійність роботи газліфтних клапанів;
· Регулювати пульсації технологічного режиму, зокрема мінімізувати зони нестійкої роботи газліфтної свердловини.
Промислові випробування показують, що використання методики проектування свердловин і підбору газліфтного обладнання призводить до зменшення питомої витрати газу більш ніж на 4% або збільшення видобутку нафти не менш ніж на 2%.
2. Технічна частина
2.1. Обладнання гирла фонтанних свердловин
Перед освоєнням і пуском в експлуатацію фонтанної свердловини в неї спускають насосно-компресорні (підйомні) труби, а на колоною голівці встановлюють міцну сталеву фонтанну арматуру.
Фонтанна арматура представляє собою з'єднання на фланцях різних трійників, хрестовика і запірних пристроїв (засувки або крани). Між фланцями для ущільнення укладається металеве кільце овального перетину (рис.1), зроблене зі спеціальної маловуглецевої сталі. Кільце вставляється в канавки на фланцях, і фланці стягують болтами.
Фонтанна арматура складається із трубної головки і ялинки. Трубна головка служить для підвіски підйомних труб і для герметизації простору між ними і експлуатаційною колоною.
Фонтанна ялинка призначена для направлення газорідинної струменя в викидні лінії, а також для регулювання та контролю роботи свердловини.
Найбільш відповідальною частиною арматури є трубна головка, яка сприймає міжтрубний тиск. Це тиск може бути досить високим (близьким до забійній) за наявності на вибої свердловини і в межтрублом просторі вільного газу.
З огляду на те, що фонтанні арматури відносяться до одного з найбільш відповідальних видів промислового обладнання за умовами експлуатації, їх випробовують на тиск, вдвічі більше паспортного робочого тиску.
Фонтанні арматури розрізняються між собою за конструктивними і міцності ознаками:
1) по робочому або пробного тиску;
2) за розмірами прохідного перерізу стовбура;
3) по конструкції фонтанної ялинки і числу спускаються у свердловині Жіну рядів труб;
4) за видом запірних пристроїв.
Відповідно до загальносоюзним стандартом (ГОСТ 13846-68), вітчизняні заводи випускають фонтанні арматури на тиск від 7 до 100 МПа, з діаметром проходу стовбурової частини ялинки від 50 до 150 мм
Арматури з діаметром dy = 100 і 150 мм передбачені для високодебітних газових свердловин.
Арматури на робочий тиск 100 МПа можуть застосовуватися на надглибоких свердловинах або свердловинах з аномально високим пластовим тиском.
Для фонтанних свердловин переважно застосовуються арматури на робочий тиск від 7 до 35 МПа.
По конструкції фонтанної ялинки фонтанні арматури діляться на крестовіковие і трійникового, а за кількістю спускаються в свердловину рядів труб - на однорядні та дворядні.
В якості запірних пристроїв в арматурі можуть бути засувки (клинові або прямоточні) або прохідні крани.
На рис. 2 представлена крестовіковая фонтанна арматура для однорядного підйомника. Підйомні труби при цій арматурі підвішують до перекладної втулці 7 шляхом вгвинчування їх безпосередньо в нарізаний нижній кінець котушки 6 або за допомогою перекладне втулки як запірні органів тут застосовуються засувки.
При роботі свердловини газорідинна струмінь з підйомних труб проходить через відкриту центральну стволову засувку і прямує в один з викиді - правий чи лівий і далі по викидних трубопроводу (на схемі не показаний) в збірну чи сепарації.
Засувки 9 на правому відведенні хрестовика трубної головки при фонтанування свердловини закриті; вони служать для приєднання водяний або газової лінії до затрубному простору при освоєнні свердловини або при ремонтних роботах на ній.
На фонтанної арматури поміщають два манометра з триходовими кранами або з вентилями. Один манометр встановлюють на відводі хрестовика трубної головки для виміру тиску в міжтрубному просторі свердловини. Цей тиск називається затрубному. Інший манометр встановлюють на буфері арматури, він призначений для виміру тиску на гирлі свердловини; цей тиск називається буферним або гирловим.
При необхідності спуску в підіймальні труби контрольно-вимірювальних приладів (манометрів, дебітомеров) або депарафінізаційної скребків замість буфера над верхньою стовбурової засувкою поміщають спеціальний лубрикатор. Опис лубрикатора буде дано нижче.
На рис. 3 представлена схема трійникового арматури для дворядного підйомника з крановими запірними пристроями.
У трійникового арматурі робочим викиді завжди є верхній. У процесі роботи свердловини кран (засувка) на робочій лінії повинен бути повністю відкритий, а на резервній лінії закритий. Струмінь нафти направляють з одного викиді в іншій, відкриваючи кран (засувку) на включається лінії і закриваючи одночасно кран на виключається лінії Крани на стовбурі ялинки під час роботи свердловини повинні бути повністю відкриті. Користування головним краном допускається тільки до виняткових випадках для аварійного закриття свердловини.
З порівняння однотипних крестовіковой і трійникового арматур видно, що крестовіковая арматура має менші габарити по висоті і тому більш зручна для обслуговування. У трійникового арматурі викидні лінії спрямовані в один бік, це зручно для їх обв'язки. Крім того, як показала практика, при експлуатації фонтанних свердловин, що виділяють велику кількість піску, хрестовик фонтанної ялинки швидше виходить з ладу, ніж трійник. Тому до вибору типу фонтанної арматури в кожному окремому випадку підходять індивідуально з урахуванням всіх особливостей даного родовища.
Найбільш відповідальним елементом у фонтанна арматура є запірні пристрої.
Основна вимога, що пред'являється до запірних пристроїв - абсолютна герметичність їх затворів; від їх безперебійного дії залежить надійність роботи всього гирлового обладнання фонтанних свердловин. Засувки для фонтанних арматур випускаються литі і ковано - зварні двох типів: клинові і прямоточні з ущільнювальною мазків. Недолік клинових засувок полягає в тому, що вони швидко втрачають герметизуючу здатність. Це пояснюється тим, що ущільнювальні поверхні затворів (клина і гнізда) при відкритому положенні засувок піддаються впливу робочого середовища. Невеликий початковий пропуск приводить надалі до інтенсивного зносу затвора та інших деталей засувки і потім арматури в цілому. На нових фонтанна арматура високого тиску (pps6 = 12,5 МПа і вище) встановлюють в основному засувки прямоточні з ущільнювальною мастилом і крани прохідні з ущільнювач але і мастилом.
Прямоточна ущільнюється мастилом засувка сконструйована таким чином, що в ній як у відкритому, так і в закритому стані робоче середовище (нафта, газ) не стикається з ущільнювальними поверхнями, завдяки чому знос ущільнюючих поверхонь в ній незначний. Вона має високу стійкість до абразивної дії механічних домішок, що містяться в робочому середовищі. Засувка ця двосторонньої дії, тобто після зносу одного боку затвора при повороті засувки на 180 ° вона буде працювати другою стороною затвора.
Коркові крани мають ту перевагу перед засувками, що у них менша маса, вони зручні при експлуатації, особливо при автоматизації управління роботою свердловин.
Ущільнювальні поверхні в крані стикаються з робочим середовищем тільки в момент відкриття та закриття, що значно зменшує їх ерозію та корозію. Крім фонтанних арматур, що поставляються у вигляді збірок трубної головки і ялинки, машинобудівні заводи на вимогу замовника можуть поставляти окремі вузли арматури.
При обладнанні невідповідальних фонтанних свердловин (невисокий тиск, відсутність пескопроявленій) часто застосовуються спрощені арматури, зібрані з засувок, старих трійників і хрестовин безпосередньо на нафтовидобувних підприємствах (рис. 59). Установка фонтанної арматури на гирло свердловини є важливим і відповідальним етапом робіт, особливо якщо свердловина пробурена на поклад з Газонапірний режимом і відрізняється високим тиском. Тому збірка фонтанної арматури на гирло свердловини повинна проводитися дуже ретельно, з перевіркою і обпресуванням зібраної арматури на двократне робочий тиск.
Якщо очікується бурхливий нафтогазопроявами і виникає небезпека розгойдування фонтанної арматури, її зміцнюють анкерними болтами і розтяжками.
Кінцеві засувки фонтанних арматур з'єднуються системою трубопроводів з обладнанням для сепарації і збору нафти. Всі ці трубопроводи, призначені для направлення газонафтового потоку від гирла свердловини, а також для з'єднання затрубного і міжтрубного просторів з наземним обладнанням свердловини, називаються обв'язкою свердловини. Залежно від умов експлуатації свердловини і конструкції фонтанної арматури обв'язка виконується за різними схемами, але в будь-якому випадку передбачається безперервна робота свердловини і можливість ремонту однієї з викидних ліній.
У свердловинах з інтенсивним виносом піску, обладнаних трійникового арматурами, робоча обв'язка виконується з товстостінних труб діаметром до 150 мм, а вузли, де відбувається поворот струменя, - з литих трійників, здатних тривалий час працювати без заміни. Обв'язка фонтанних свердловин, обладнаних крестовіковимі арматурами спрощеного типу і видобувних парафінистих нафту, часто виконується за схемою, яка показана на рис. 3. Тут передбачено підключення до обв'язки свердловини парової пересувної установки через засувку 2. Повороти обв'язки робляться плавними, з тим щоб зменшити відкладення парафіну в застійних вонах, а труби використовуються великого діаметра (114 мм), що дозволяє продовжити періоди між операціями але очищенню обв'язки від парафіну.
Засувка затрубного простору фонтанної арматури з'єднується з однією з маніфольдних ліній, що дозволяє при необхідності знижувати тиск в затрубному просторі, спрямовуючи газонафтову суміш безпосередньо в Газосепаратори.
2.2. Обсадні туби
Для кріплення стінок нафтових до газових свердловин застосовуються обсадні труби. Кондуктор свердловини, технічна та експлуатаційна колони збираються з суцільнотягнутих безшовних обсадних труб різних діаметрів. Механічні властивості сталей для виготовлення обсадних труб і муфт наведено в таблиці 1.
Таблиця 1 Механічні властивості сталей для обсадних труб і муфт (за ГОСТ 632-57)
| Показники | Вуглецева сталь марки | Легована сталь марки | Нові марки сталей | |||||
| А | З | Д | Е | ЕМ | 36Г2С | СГБЛ | 38ХНМ | |
| Межа міцності при розтягуванні (в до Г / см 2), не менше. Межа плинності (в до Г / см 2), не менше. Відносне подовження ∂ 10 (У%), не менше. | 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 |
| Таблиця 2 Основні розміри обсадних труб та їх характеристики міцності | |||||||||||||||||||||||||
| Зовнішній діаметр (у мм) | Товщина стінки (в мм) | Внутрішній діаметр (у мм) | Страгивает навантаження (В т) | Розтягуються навантаження, при якому напруга і тілі труби досягає межі текучості (в / Н) | Мнуть тиск (У до Г / см 2) | Внутрішній тиск, при якому напруження в тілі труби досягає межі текучості (У до Г / см 2) | Теоретичний вага 1 пог. м. туби (в кг) | Зовнішній діаметр муфти (в мм) | Вага муфти (у кг) | Вага 1 пог. м колони (в кг) | |||||||||||||||
| Для сталі марок | |||||||||||||||||||||||||
| З | Д | ЕМ | Е | З | Д | ЕМ | Е | З | Д | ЕМ | Е | З | Д | ЕМ | Е | ||||||||||
| З межею плинності (в до Г / мм 2) | |||||||||||||||||||||||||
| 32 | 38 | 50 | 55 | 32 | 38 | 50 | 55 | 32 | 38 | 50 | 55 | 32 | 38 | 50 | 55 | ||||||||||
| 121 | 7 8 10 | 107 105 101 | 50 60 80 | 60 70 95 | 70 - - | 85 105 135 | 80 90 110 | 95 110 135 | - - - | 140 155 190 | 285 345 455 | 330 395 535 | 410 510 690 | 435 550 755 | 370 425 530 | 440 505 630 | - - - | 635 725 910 | 19,7 22,3 27,4 | - 136 - | - 5,0 - | 20,2 22,8 27,9 | |||
| 141 | 7 8 10 12 | 127 125 121 117 | 55 70 90 115 | 65 80 110 135 | - - - - | 95 115 155 195 | 95 115 155 195 | 110 125 155 185 | - - - - | 160 185 225 270 | 225 280 375 465 | 255 320 440 550 | 300 395 565 715 | 315 420 615 780 | 320 360 455 545 | 375 430 540 645 | - - - - | 545 625 780 935 | 23,1 26,2 32,3 38,4 | - 166 - - | - 8,7 - - | 24,0 27,1 33,2 39,3 | |||
| 146 | 6 7 8 10 12 | 134 132 130 126 122 | 45 60 70 95 120 | 55 70 85 115 140 | - - - - - | - 105 125 165 205 | - 105 125 165 205 | 100 115 130 160 190 | - - - - - | - 170 190 235 280 | 160 215 265 360 450 | 175 240 305 420 530 | - 280 370 535 685 | - 290 390 580 750 | 260 305 350 440 525 | 310 365 415 520 625 | - - - - - | - 525 600 755 905 | - 23,9 27,2 33,5 39,3 | - - 166 - - | - - 8,7 - - | - 24,8 28,1 34,4 40,2 | |||
| 168 | 6 7 8 9 10 11 12 14 | 156 154 152 150 148 146 144 140 | 50 65 80 95 110 120 135 165 | 60 80 95 110 130 145 160 195 | - 105 125 145 170 190 210 255 | - 115 140 160 185 210 230 280 | - 115 140 160 185 210 230 280 | 115 135 155 170 190 205 225 255 | - 180 200 225 250 270 295 340 | - 195 220 245 275 300 325 370 | 115 165 210 255 300 340 380 460 | 125 180 240 295 350 400 445 540 | - 200 275 355 430 505 570 700 | - 205 285 375 460 545 620 765 | 225 265 305 345 380 420 455 530 | 270 315 360 405 450 495 540 635 | - 415 475 535 595 655 715 835 | - 460 525 590 655 720 785 915 | - 27,8 31,6 35,3 39,0 42,6 46,2 53,2 | - - - 188 - - - - | - - - 9,3 - - - - | - 28,7 32,5 36,2 39,9 43,5 47,1 54,1 | |||
| 194 | 8 10 12 14 | 178 174 170 166 | 90 125 155 185 | 110 145 185 220 | - - - - | 160 215 270 320 | 160 215 270 320 | 180 220 260 300 | - - - - | 260 315 375 435 | 160 240 315 385 | 175 275 365 450 | 195 330 460 580 | 200 345 495 630 | 265 330 395 460 | 315 390 470 545 | - - - - | 455 565 580 790 | 36,7 45,4 53,9 62,2 | - 216 - - | - 12,5 - - | 37,9 46,6 55,1 63,4 | |||
У равнопрочний трубах підвищеної міцності приварені кінці з різьбленням виготовляються з легованої або вуглецевої сталі і термічно обробляються до приварки.
Різьба труб діаметром до 245 мм має 8 ниток на 25,4 мм а труб діаметром від 273 мм до 425,5 мм - 6 ниток на 25,4 мм.
У залежності від діаметра обсадні труби виготовляються такої довжини:
Діаметр (в мм) Довжина (в м)
до 219 мм 9-13
до 349 мм 7-15
до 425,5 мм 6-13
Основні розміри обсадних труб і їх міцнісні характеристики наведено в табл. 2.
2.3 Колонні головки
Для герметизації міжтрубного простору, а також обв'язки верхній частині спущених в свердловину труб, встановлюють колонні головки.
Колонна головка складається з фланців, патрубків і п'єдесталів, з'єднаних між собою у певній послідовності. Надійне і ретельне їх з'єднання, що виключає пропускання газу і рідини, гарантує безаварійну роботу свердловини бурінь та експлуатації.
Верхній гирлової фланець головки служить основою, на якій монтують арматуру свердловини. Колонні головки розраховують на пробне тиск 75, 150, 250, 400 і 600 кг / см 2 і збирають для свердловин різних конструкцій.
Таблиця 3.
Основні технічні дані клиновий колоною головки
Зібрана колонна головка піддається опрессовке на подвійне робочий тиск. Для опресовки в бічний отвір котушки угвинчують пристосування, що складається з хрестовика з манометром, крана високого тиску і зворотного клапана. Обпресовують голівку ручним насосом, накачуючи в неї воду через зворотний клапан. Колонна головка вважається прийнятою, якщо протягом 10 хв не падає тиск і не потіє зварний шов. Після обпресування вода спускається, а отвір закривається пробкою.
Після закінчення монтажу клиновий колоною головки шахту заливають цементним розчином до фланця її корпусу.
У дуже глибоких свердловинах технічну колону підвішують на клинах. Для цього на різьблення кондуктора нагвинчують лафетні кільце і за допомогою шести клинів на ньому підвішують технічну колону. Кільцевий простір між кондуктором і технічною колоною заливається цементним розчином через труби Ø 1 ". Пропущені через просвіт 50 мм між клинами лафетного коьца. Описана колонна головка розрахована на пробне тиск 600 кг / см 2.
П'єдестал має розміри, що залежать від діаметрів підвішуваних колон труб. П'єдестали виготовляються литими зі сталі марки 40Г2-Л. Флінци виготовляються зі сталі марки 35ХА.
2.4. Фонтанна арматура
Призначається для герметизації фонтанних свердловин, контролю і регулювання режиму експлуатації.
Фонтанна арматура складається із трубної головки і фонтанної ялинки; її класифікують за:
а) діаметру прохідного перерізу: 2, 2
б) робочому тиску: 40, 75, 125, 200, 300 і 500 кг / см 2 і відповідно пробного-75, 150, 250. 400, 600 і 1000 кг / см 2;
в) виду підвіски труб - однорядна і дворядна;
г) конструкції-трійникового і хрестова;
д) типу з'єднання деталей-фланцева і різьбова (останній тип знятий з виробництва).
Схеми збірок фонтанної арматури на робочий тиск 75, 150 і 250 кг / см 2 однакові.
Тип і конструкція фонтанної арматури вибирається залежно від максимального тиску, передбачуваного на гирлі свердловини, та умов експлуатації. Вважають, що тиск виділяються з пласта газів в затрубному просторі, незначно відрізняється від пластового. Тому для знову розкриваються пластів його орієнтовно приймають рівним тиску стовпа води заввишки, відповідній глибині свердловини, і розраховують за формулою:
де Н-глибина свердловини, м;
Р-пластовий тиск, кГ / см 2.
Фонтанні свердловини обладнуються арматурою, виготовленою згідно відомчої нормалі Н 697-53. Фланцева фонтанна арматура (типова) на пробне тиск 250 кг / см 2 має два основні вузли: трубну головку, що складається з хрестовика, трійника, Перевідники (котушки), засувок, і фонтанну ялинку, що включає два трійника, три стовбурових і три бічні засувки, буфер і штуцерний патрубок.
Основні деталі фонтанної арматури виготовляються зі сталі, 35 ХМА.
Хрестовик з прохідним отвором Ø 152 мм і відводами Ø 65 мм приєднується до колоною голівці. На відводах встановлюються по дві засувки діаметром 2
Трійник з прохідним отвором Ø 132 мм і бічним відведенням Ø 65 мм встановлюють на хрестовик. Він служить для підвішування першого ряду насосно-компресорних труб за допомогою втулки, угвинчується в трійник, і подачі рідини для порушення свердловини.
Перевідники (котушка) з'єднує хрестовик або трійник з центральною засувкою. Усередині Перевідники є різьблення для підвішування другого ряду колони ліфтових труб за допомогою втулки або патрубка.
Таблиця 4
Технічна характеристика фонтанної арматури
Центральна (стовбурова) фонтанна засувка служить для перекриття струменя фонтануючої свердловини в аварійних випадках. У період фонтанування свердловини засувка встановлюється на Перевідники у відкритому положенні.
Противибросове фонтанна засувка застосовується при розтині продуктивного пласта, перфорації експлуатаційної колони і для герметизації гирла свердловини у разі фонтанування. Противибросове засувки виготовляються на пробне тиск 250, 400 і 600 кг / см 2 і встановлюються на стежці фонтанної арматури. Приєднувальні розміри верхнього фланця засувки повинні відповідати розмірам фланців фонтанної арматури.
Фонтанна ялинка збирається за типовою схемою. На викиді ялинки за засувками встановлюють сталеву котушку. Корпус штуцера вставляється в викидний патрубок, а фланець його затискається між фланцем котушки високого тиску і фланцем викидний патрубка низького тиску. Всередину корпусу штуцера вставляється змінна сталева Штуцерна втулка, діаметр якої приймається відповідно до встановленого технологічного режиму експлуатації свердловини.
Щоб збільшити зносостійкість штуцерів, їх виготовляють багатоступеневими.
Регулюючий штуцер з голчастим клапаном і втулкою застосовується на фонтанних свердловинах, що викидають невелику кількість піску. Штуцер типу ШРУ - 300 Х 2
1. Фонтанна фланцева арматура на пробне тиск 400 кг / см 2 відрізняється від фонтанної арматури на пробне тиск 250 кг / см 2 товщиною фланців і шпильок, виготовлених зі сталі марки 40 ХН. Приєднувальні розміри фланцевих з'єднань в обох типів арматури однакові, крім розмірів нижнього фланця хрестовика. Основні деталі фонтанної арматури виготовляються з литої хромової сталі марки 50Х, а деякі - зі сталі марки Ст. 3. Фонтанна арматура повинна бути зносостійкого до впливу піском, що виносяться струменем нафти, газу і води з великою швидкістю (особливо сильно стираються в місцях зміни напрямку струменя - трійники ялинки, буфера, запірні поверхні корпусу і клину засувок).
2. У зібраній ялинці викидні лінії повинні бути в одній площині. Відхилення допускаються на кут не більше 3 °.
3. Клин не повинен виступати в прохідний отвір корпусу при відкритій засувці.
4. Стовбур ялинки не повинен мати перекосів і прохідні отвори повинні бути гладкими.
5. При складанні деталей фонтанної арматури різьбові з'єднання повинні бути покриті графітним мастилом.
Різьба труб діаметром до 245 мм має 8 ниток на 25,4 мм а труб діаметром від 273 мм до 425,5 мм - 6 ниток на 25,4 мм.
У залежності від діаметра обсадні труби виготовляються такої довжини:
Діаметр (в мм) Довжина (в м)
до 219 мм 9-13
до 349 мм 7-15
до 425,5 мм 6-13
Основні розміри обсадних труб і їх міцнісні характеристики наведено в табл. 2.
2.3 Колонні головки
Для герметизації міжтрубного простору, а також обв'язки верхній частині спущених в свердловину труб, встановлюють колонні головки.
Колонна головка складається з фланців, патрубків і п'єдесталів, з'єднаних між собою у певній послідовності. Надійне і ретельне їх з'єднання, що виключає пропускання газу і рідини, гарантує безаварійну роботу свердловини бурінь та експлуатації.
Верхній гирлової фланець головки служить основою, на якій монтують арматуру свердловини. Колонні головки розраховують на пробне тиск 75, 150, 250, 400 і 600 кг / см 2 і збирають для свердловин різних конструкцій.
Таблиця 3.
Основні технічні дані клиновий колоною головки
| Шифр | Робочий тиск (у кг / см 2) | Пробний тиск (у кг / см 2) | Діаметр експлуатаційної колони (У дюймах) | Діаметр технічної колони (У дюймах) | Вага (в кг) | Габаритні розміри (В мм) | ||
| Колоною головки | Загальний з деталями | діаметр | висота | |||||
| ГКК 125 - ГКК 125 - ГКК 300 - ГКК 300 - ГКК 600 - ГКК 600 - | 125 125 300 300 300 300 | 250 250 600 600 600 600 | 146 146 146 146 167,6 167,6 | 219 244 273 298 324 219 244 273 298 324 273 298 | 483 483 865 865 1716 1683 | 674 744 1056 1127 ------- ------- | 540 540 630 630 ------ ------ | 785 785 825 825 -------- -------- |
Після закінчення монтажу клиновий колоною головки шахту заливають цементним розчином до фланця її корпусу.
У дуже глибоких свердловинах технічну колону підвішують на клинах. Для цього на різьблення кондуктора нагвинчують лафетні кільце і за допомогою шести клинів на ньому підвішують технічну колону. Кільцевий простір між кондуктором і технічною колоною заливається цементним розчином через труби Ø 1 ". Пропущені через просвіт 50 мм між клинами лафетного коьца. Описана колонна головка розрахована на пробне тиск 600 кг / см 2.
П'єдестал має розміри, що залежать від діаметрів підвішуваних колон труб. П'єдестали виготовляються литими зі сталі марки 40Г2-Л. Флінци виготовляються зі сталі марки 35ХА.
2.4. Фонтанна арматура
Призначається для герметизації фонтанних свердловин, контролю і регулювання режиму експлуатації.
Фонтанна арматура складається із трубної головки і фонтанної ялинки; її класифікують за:
а) діаметру прохідного перерізу: 2, 2
б) робочому тиску: 40, 75, 125, 200, 300 і 500 кг / см 2 і відповідно пробного-75, 150, 250. 400, 600 і 1000 кг / см 2;
в) виду підвіски труб - однорядна і дворядна;
г) конструкції-трійникового і хрестова;
д) типу з'єднання деталей-фланцева і різьбова (останній тип знятий з виробництва).
Схеми збірок фонтанної арматури на робочий тиск 75, 150 і 250 кг / см 2 однакові.
Тип і конструкція фонтанної арматури вибирається залежно від максимального тиску, передбачуваного на гирлі свердловини, та умов експлуатації. Вважають, що тиск виділяються з пласта газів в затрубному просторі, незначно відрізняється від пластового. Тому для знову розкриваються пластів його орієнтовно приймають рівним тиску стовпа води заввишки, відповідній глибині свердловини, і розраховують за формулою:
де Н-глибина свердловини, м;
Р-пластовий тиск, кГ / см 2.
Фонтанні свердловини обладнуються арматурою, виготовленою згідно відомчої нормалі Н 697-53. Фланцева фонтанна арматура (типова) на пробне тиск 250 кг / см 2 має два основні вузли: трубну головку, що складається з хрестовика, трійника, Перевідники (котушки), засувок, і фонтанну ялинку, що включає два трійника, три стовбурових і три бічні засувки, буфер і штуцерний патрубок.
Основні деталі фонтанної арматури виготовляються зі сталі, 35 ХМА.
Хрестовик з прохідним отвором Ø 152 мм і відводами Ø 65 мм приєднується до колоною голівці. На відводах встановлюються по дві засувки діаметром 2
Трійник з прохідним отвором Ø 132 мм і бічним відведенням Ø 65 мм встановлюють на хрестовик. Він служить для підвішування першого ряду насосно-компресорних труб за допомогою втулки, угвинчується в трійник, і подачі рідини для порушення свердловини.
Перевідники (котушка) з'єднує хрестовик або трійник з центральною засувкою. Усередині Перевідники є різьблення для підвішування другого ряду колони ліфтових труб за допомогою втулки або патрубка.
Таблиця 4
Технічна характеристика фонтанної арматури
| Шифр | Робоче тиск (У кг / см 2) | Пробний тиск (У кг / см 2) | Фонтанна ялинка | Трубна головка | ||||
| Тип | Діаметр (У дюймах) | Тип | Ширина (В мм) | Висота (В мм) | Вага (В кг) | |||
| 1 АФК 1 АФК 4 2 АФК 2 АФК 4 1 АФТ 1 АФТ 4 2 АФТ 2 АФТ 4 2 АФТ АФ 60 2 АФК 60 | 40; 75; 125 40; 75; 125 40; 75; 125 40; 75; 125 40; 75; 125 40; 75; 125 40; 75; 125 40; 75; 125 200 300 500 | 75, 150, 250 75, 150, 250 75, 150, 250 75, 150, 250 75, 150, 250 75, 150, 250 75, 150, 250 75, 150, 250 400 600 1000 | Хрестова Те ж * * * * Трійникового Те ж * * * * * * * * Хрестова | 4 4 4 4 60 * 60 * | Однорядна / / Дворядна / / Однорядна / / Дворядна / / / / / / / / | 3100 3500 3100 3500 2415 2700 2415 2700 3130 3425 6470 | 2380 2630 2880 3130 3160 3470 3660 4030 3746 3900 3030 | --- - - - 1976 - 2358 - 3172 4030 - |
Противибросове фонтанна засувка застосовується при розтині продуктивного пласта, перфорації експлуатаційної колони і для герметизації гирла свердловини у разі фонтанування. Противибросове засувки виготовляються на пробне тиск 250, 400 і 600 кг / см 2 і встановлюються на стежці фонтанної арматури. Приєднувальні розміри верхнього фланця засувки повинні відповідати розмірам фланців фонтанної арматури.
Фонтанна ялинка збирається за типовою схемою. На викиді ялинки за засувками встановлюють сталеву котушку. Корпус штуцера вставляється в викидний патрубок, а фланець його затискається між фланцем котушки високого тиску і фланцем викидний патрубка низького тиску. Всередину корпусу штуцера вставляється змінна сталева Штуцерна втулка, діаметр якої приймається відповідно до встановленого технологічного режиму експлуатації свердловини.
Щоб збільшити зносостійкість штуцерів, їх виготовляють багатоступеневими.
Регулюючий штуцер з голчастим клапаном і втулкою застосовується на фонтанних свердловинах, що викидають невелику кількість піску. Штуцер типу ШРУ - 300 Х 2
1. Фонтанна фланцева арматура на пробне тиск 400 кг / см 2 відрізняється від фонтанної арматури на пробне тиск 250 кг / см 2 товщиною фланців і шпильок, виготовлених зі сталі марки 40 ХН. Приєднувальні розміри фланцевих з'єднань в обох типів арматури однакові, крім розмірів нижнього фланця хрестовика. Основні деталі фонтанної арматури виготовляються з литої хромової сталі марки 50Х, а деякі - зі сталі марки Ст. 3. Фонтанна арматура повинна бути зносостійкого до впливу піском, що виносяться струменем нафти, газу і води з великою швидкістю (особливо сильно стираються в місцях зміни напрямку струменя - трійники ялинки, буфера, запірні поверхні корпусу і клину засувок).
2. У зібраній ялинці викидні лінії повинні бути в одній площині. Відхилення допускаються на кут не більше 3 °.
3. Клин не повинен виступати в прохідний отвір корпусу при відкритій засувці.
4. Стовбур ялинки не повинен мати перекосів і прохідні отвори повинні бути гладкими.
5. При складанні деталей фонтанної арматури різьбові з'єднання повинні бути покриті графітним мастилом.
6. До кришки корпуса засувки повинен бути вертикально і наглухо прикріплений покажчик ступеня відкриття засувки. На планці повинно бути вибито число оборотів, необхідне для повного відкриття або закриття засувки.
7. Засувки повинні витримувати пробний тиск 250 кг / см 2.
8. Перед монтажем арматури на свердловині всі фланці по зовнішньому діаметру повинні бути очищені.
9. Основні литі деталі (корпусу і кришки засувок, трійники і Др.), А також шпильки рекомендується виготовляти зі сталі 35 ХМА.
10. Раковини, ризики подряпини на шаброванной та шліфованих ущільнювальних поверхнях гнізд корпусу і клину засувки не допускаються.
11. Засувки до надходження в збірку повинні піддаватися опрессовке водою на відповідне пробне тиск протягом 15 хв., За цей час тиск не повинен падати, а на засувці не повинна показуватися текти.
12. Правильність складання стовбура ялинки діаметром 2
13. Після зовнішнього огляду фонтанна арматура в зібраному вигляді повинна піддаватися опрессовке водою при відкритих засувках на пробне тиск протягом 45 хв.
14. Відкривати і закривати засувки потрібно важелем довжиною не більше 500 мм.
15. У комплект поставки входять:
а) фонтанна арматура в зібраному вигляді;
б) повний запасний комплект шпильок (з гайками), які входять у складання арматури;
в) два комплекти спеціальних гайкових ключів;
г) два комплекти штуцерних втулок діаметром 10, 12 і 15 мм
д) два комплекти прокладок всіх розмірів.
Фонтанна арматура хрестового типу складається із трубної головки і ялинки хрестового типу. Особливістю цієї арматури є те, що два трійника Ø 2
Фонтанна арматура хрестового типу легше по вазі, менша за розмірами і зручніше при монтажі, ніж трійникового. Вона встановлюється на нафтових свердловинах, що дають нафту з незначною кількістю піску.
2.5 Обладнання компресорних свердловин
Компресорні свердловини високого тиску по режиму, роботи, обладнання та правил монтажу аналогічні фонтанним.
Схеми обв'язок компресорних свердловин допускають застосування однорядного і дворядного підйомників.
Арматуру для компресорних свердловин (трійники, буфера, засувки і патрубки) можна зварювати з бурильних труб. Така арматура легка і зручна при монтажі та в експлуатації.
Маніфольд складається з патрубків, трійників, хрестовика і засувок.
Допоміжний маніфольд обв'язує викидних лінію, лінію, що підводить у свердловину стислу рідина, і викиді з затрубного простору. Така обв'язка свердловини дає можливість виробляти такі технологічні операції: зміну напрямку подачі повітря, одночасну подачу нафти і повітря в свердловину в тому чи іншому напрямку, подачу нафти в одному напрямку, а повітря-в іншому і т. д.
3.6 Запірна арматура
Вентилі високого тиску призначаються для запірних (В3 1-1-40, ЗПС-2
Засувки зварні типу ЗС 2-3 і ЗС 2-4 призначаються для перекриття трубопроводів для холодної нафти, води і глинистих розчинів. Клин засувки виготовляється зі сталі 40Х. Розміри і технічні дані засувок наведено в табл.
Засувки чавунні типу «Москва», засувки Лудло і нормальні (клінкетние) застосовуються для перекриття водо - нафто-і газопроводів, що мають тиск провідного середовища до 16 кг / см 2.
Засувки для нафти, маслянистих рідин, води і пари виготовляються з чавуну з ущільнювальними кільцями з бронзи або спеціальної сталі.
У засувок «Москва» розпір плашок проводиться взаємним зсувом двох пальців. Для прокладок використовується картон, а в сальниках - пенька.
Засувки «Москва» діаметром більше 500 мм (30-4-12) виготовляються з відвідної задвіжечкой і конічною зубчастою передачею. Величини тиску для засувок «Москва» наведено в табл. 18.
Нормальні засувки (клінкетние) призначаються для більш високих робочих тисків і відрізняються від засувок Лудло наявністю цельнокованого сталевого клина (клінкета).
Шпиндель, з'єднаний з клінкетом бронзової гайкою, обертається, а гайка з клінкетом рухаються поступально. Конструкція шпінделя, кліпу і гайки клину така ж, як і у зварних засувок ЗС 2-4.
Засувки клінкетние фланцеві 30-4-22 застосовуються для нафти, газу, маслянистих рідин, пари і води. Прокладання в них картонні, набивка сальників в засувках для води і нафти - пеньковая, для пари - азбестова.
Засувки газопровідні 30-4-50 низького тиску малогабаритні з ручним приводом типу ГМК виготовляються розмірами 200-1500 мм. Вони розраховуються на тиску Р у = 0,4 кг / см 2 і / Р пр = 1,5 кг / см 2. Прокладки і сальникові набивання - азбестові.
Запірна арматура з механізованим приводом призначається для механізації, автоматизації та дистанційного керування окремими виробничими процесами на установках з видобутку, переробки, транспортування та зберігання нафти. Ця арматура допускає і ручне аварійне управління.
В умовному позначенні коркового крана вказується:
КППС-кран пробковий прохідний зі змазкою; перше число-умовний прохід в мм; друге число-робочий тиск; ХЛ-кліматичне виконання для холодної зони. Наприклад, кран пробковий прохідний, з мастилом, з умовним проходом 65 мм, розрахований на робочий тиск 14 МПа, для холодного макрокліматичних району позначається КППС - 65 Х 140ХЛ.
Крани пробкові, розраховані на тиск 14 МПа, складаються з корпусу, канали якого перекриваються конусної пробкою при її повороті рукояткою на 90 °. Зазор між пробкою і корпусом регулюється гвинтом. Кран працює тільки з мастилом. Мастило герметизує затвор крана і різьблення шпінделя, полегшує поворот пробки і запобігає корозії деталей. Мастило подається через канал в шпинделі за допомогою натискного болта через зворотний клапан у порожнину корпусу.
Кран оснащений спеціальним пристроєм для віджимання пробки при її заклинювання в корпусі.
3. Технологічна частина
3.1 Розрахунок фонтанних підйомників постійного і змінного перерізів, що працюють за рахунок гідростатичного напору та енергії розширення газу
Визначення втрат напору в ліфті тиску на вибої і к. п. буд підйомника при Р 2> Р н
Свердловина, глибиною Н = 1500 м, фонтанує за рахунок гідростатичного напору нафтою (без виділення вільного газу (в підйомних трубах) з дебітом 300 т / добу. Кінематична в'язкість нафти (при середній температурі в стовбурі свердловини t = 30 ° С) v = 0 , 18 cм 2 / ceк; відносна питома вага нафти Y н = 0,871, коефіцієнт продуктивності свердловини К = 12 т / добу ат; тиск на гирлі при фонтанування через 2,5 "труби (спущені до забою) Р 2 = 8 ата. Потрібен визначити забойное і пластовий тиску, втрати напору і к. п. буд при фонтанування по 2,5 "трубах і 6" колоні.
Фонтанування по 2,5 "трубах
Визначаємо середню швидкість руху нафти по трубах 2,5 ":
Параметр Рейнольдса
Коефіцієнт гідравлічних опорів при турбулентному потоці
При Q = 300 т / добу забойное тиск буде
Третє складова дає втрати на гідравлічні опори при русі нафти в 2,5 "колоні. Четверте доданок відображає тиск, що витрачається на збільшення швидкості; воно виражається незначною величиною, і звичайно їм нехтують.
К. п. д. 1 руху нафти по 2,5 "колоні
Перепад тиску з пласта до вибою
Пластовий тиск
Загальний к. п. д. фонтанування (при русі нафти з пласта на поверхню), тобто з урахуванням втрат енергії в пласті:
Фонтанування по 6 "колоні
Якщо при тому ж дебіте і забійній тиску фонтанування буде відбуватися по 6 "обсадної колони, то швидкість нафти знизиться, відповідно зменшаться гідравлічний опір, а буферне тиск зросте. Швидкість руху нафти
Параметр Рейнольдса
Коефіцієнт гідравлічних опорів при ламінарному потоці
Знайдемо буферне тиск з рівняння для вибійного тиску
звідки P 2 = 14,67 am.
К. п. д. руху нафти але 6 "обсадної колони (без урахування втрат енергії в штуцері)
З прикладу видно, що якщо свердловина не ускладнена піском і не потрібно проводити закачування або циркуляцію рідини та ін, що буває рідко, то при Р 3> P нас вигідно не спускати підйомні труби, а фонтанування вести по обсадної колони.
3.2 Визначення продуктивності і потужності компресора
Визначити продуктивність і ефективну потужність вертикального триступінчатого компресора 2СГ-50, заводу «Борець» і потужність електродвигуна для приводу компресора.
Діаметр циліндра низького тиску подвійної дії (I ступінь) D = 370 мм; діаметр циліндрів високого тиску з диференційним поршнем D '= 230/190 мм (II і III ступені); довжина ходу поршня S = 250 мм; число ходів за хвилину n = 365; робочий агент - повітря; показник політропи т = 1,32; число ступенів z = 3.
Тиск на прийомі циліндра низького тиску Р 1 = ата; кінцевий тиск на викиді циліндра високого тиску Р 2 = 51 ата; індикаторний к.п.д
Привід від електродвигуна здійснюється через клиноременную передачу.
1. Продуктивність компресора, віднесена до умов всмоктування на прийомі (у м 3 / хв):
де коефіцієнт 2 враховує процес подвійної дії в циліндрі низького тиску.
Величина коефіцієнта подачі
Підставляючи значення D, n, S і
2. Ефективна потужність компресора визначається за формулою:
3. Потужність електродвигуна підрахуємо за формулою
де k 3 - коефіцієнт запасу потужності (
Виходячи з потрібної потужності для даного компресора, може бути прийнятий електродвигун з короткозамкненим ротором ДАМСО потужністю 200 кВт, 6 кв, 740 об / хв.
4. Правила безпеки при газліфтної і фонтанної експлуатації
1. Конструкція колоною головки, фонтанної арматури, схеми їх обв'язки повинна забезпечувати оптимальні режими роботи свердловини, герметизацію трубного, затрубного і міжтрубного простору, можливість технологічних операцій на свердловині, глибинних досліджень, відбору проб та контролю гирлового тиску і температури.
2. Робочий тиск фонтанної арматури повинен бути не менше тиску обпресування експлуатаційної колони.
3. Опресовування фонтанної арматури в зібраному вигляді до встановлення на гирлі слід проводити на пробний тиск, передбачений паспортом, а після встановлення на гирлі свердловини - на тиск опресування експлуатаційної колони.
Результати опрессовок оформляються актами.
4. У випадку проведення робіт (гідророзрив пласта, кислотні обробки, різні заливки і т. д.), що вимагають тисків, що перевищують допустимі, необхідно встановлювати на усті спеціальну арматуру, а експлуатаційну колону захищати установкою пакера.
5. Фонтанна арматура повинна оснащуватися заводом-виробником дроселями з ручним, а на вимогу замовника - з дистанційним і (або) ручним керуванням і забезпечувати можливість заміни манометрів з використанням триходового крана без зниження тиску до атмосферного.
6. При експлуатації свердловини з температурою на гирлі 200 ° С повинна застосовуватися відповідна фонтанна арматура, конструкція і термостійкість якої забезпечують безпеку технологічного процесу та обслуговуючого персоналу.
7. Фонтанні свердловини з дебітом 400 т / добу нафти або 500 000 м / добу газу і більше, розташовані на відстані менше 500 м від населеного пункту, оснащуються внутріскважінного обладнанням (пакер і клапан - відсікач, циркуляційний клапан, станція управління та ін.)
Газоконденсатні і газові свердловини повинні обладнуватися автоматичним клапаном - відсікачем, що встановлюються на викидній лінії.
8. У процесі експлуатації свердловини клапан - відсікач повинен періодично перевірятися на спрацювання відповідно до інструкції заводу-виготовлювача. Установка клапана - відсікача і перевірка його на спрацьовування повинні оформлятися актом.
9. На викидних лініях і маніфольда свердловин, що працюють з температурою робочого тіла 80 ° С і більше, необхідно встановлювати температурні компенсатори.
10. Пристрій шахтних колодязів на гирлі свердловини не допускається.
11. Усунення несправностей, заміна швидкозношуваних і змінних деталей фонтанної арматури під тиском забороняються. В окремих випадках (аварійні ситуації і т. п.) ці роботи можуть виконуватися спеціально навченим персоналом з використанням спеціальних технічних засобів.
12. Після монтажу маніфольда і з'єднання його з відводами фонтанної арматури і трубної головки проводиться гідровипробувань системи на робочий тиск.
13. Станцію управління фонтанної арматури газліфтної свердловини слід встановлювати на відстані 30-35 м від гирла в спеціальному приміщенні, надійно зміцнювати і заземлювати. Температура в приміщенні повинна забезпечувати безвідмовну роботу станції.
14. Повітропроводи та кабелі, що з'єднують станцію управління з фонтанної арматурою, повинні бути прокладені на естакадах.
15. Переклад свердловини на газліфтних експлуатацію повинен здійснюватися відповідно до проекту і планом, затвердженим технічним керівником підприємства.
16. Перед переведенням свердловини на газліфтних експлуатацію експлуатаційна колона, гирлове обладнання і насосно-компресорні труби повинні бути спресовані на максимальне (пусковий) тиск.
17. Для обв'язки свердловини і апаратури, а також для газопроводів при фонтанній і газліфтної експлуатації повинні використовуватися безшовні сталеві труби, сполучені зварюванням. Фланцеві з'єднання допускаються тільки в місцях встановлення засувок і іншої арматури.
18. Газорозподільні трубопроводи після монтажу повинні бути продуті стисненим повітрям, спресовані рідиною на тиск, що перевищує на 25% максимальний робочий.
Газорозподільні батареї повинні мати системи індивідуального автоматичного виміру витрати газу з висновком системи управління на диспетчерський пункт, свічки для продувки і пристрої для подачі інгібітору.
Устя газліфтної свердловини має бути обладнане фонтанної арматурою з маніфольдів, мають продувні лінії з виводом на свічку, віддалену не менше ніж на 20 м. На маніфольд встановлюється зворотний клапан.
19. Підготовка робочого агента (газу) за газліфтної експлуатації повинна передбачати його осушення від водяної пари до точки роси мінус 10 ° С для південних районів і мінус 20 ° С для середніх і північних широт.
20. При ліквідації гідратних пробок тиск в газопроводі слід знизити до атмосферного, а підігрів цих ділянок здійснювати парою. При збереженні пропускної здатності допускається попередня подача інгібітора без зупинки газопроводу.
21. У процесі роботи компресорної станції газліфтної системи необхідно проводити:
· Щозмінний огляд всіх внутрішньомайданчикових технологічних трубопроводів, сепараторів, ємностей, запірно - регулюючої арматури з записом результатів у вахтовому журналі;
· Контроль працездатності систем пожежогасіння, осушки газу, освітлення, вентиляції та аварійної сигналізації, блискавкозахисту, захисту від статичної електрики, зв'язку та телемеханізації за затвердженим графіком.
7. Засувки повинні витримувати пробний тиск 250 кг / см 2.
8. Перед монтажем арматури на свердловині всі фланці по зовнішньому діаметру повинні бути очищені.
9. Основні литі деталі (корпусу і кришки засувок, трійники і Др.), А також шпильки рекомендується виготовляти зі сталі 35 ХМА.
10. Раковини, ризики подряпини на шаброванной та шліфованих ущільнювальних поверхнях гнізд корпусу і клину засувки не допускаються.
11. Засувки до надходження в збірку повинні піддаватися опрессовке водою на відповідне пробне тиск протягом 15 хв., За цей час тиск не повинен падати, а на засувці не повинна показуватися текти.
12. Правильність складання стовбура ялинки діаметром 2
13. Після зовнішнього огляду фонтанна арматура в зібраному вигляді повинна піддаватися опрессовке водою при відкритих засувках на пробне тиск протягом 45 хв.
14. Відкривати і закривати засувки потрібно важелем довжиною не більше 500 мм.
15. У комплект поставки входять:
а) фонтанна арматура в зібраному вигляді;
б) повний запасний комплект шпильок (з гайками), які входять у складання арматури;
в) два комплекти спеціальних гайкових ключів;
г) два комплекти штуцерних втулок діаметром 10, 12 і 15 мм
д) два комплекти прокладок всіх розмірів.
Фонтанна арматура хрестового типу складається із трубної головки і ялинки хрестового типу. Особливістю цієї арматури є те, що два трійника Ø 2
Фонтанна арматура хрестового типу легше по вазі, менша за розмірами і зручніше при монтажі, ніж трійникового. Вона встановлюється на нафтових свердловинах, що дають нафту з незначною кількістю піску.
2.5 Обладнання компресорних свердловин
Компресорні свердловини високого тиску по режиму, роботи, обладнання та правил монтажу аналогічні фонтанним.
Схеми обв'язок компресорних свердловин допускають застосування однорядного і дворядного підйомників.
Арматуру для компресорних свердловин (трійники, буфера, засувки і патрубки) можна зварювати з бурильних труб. Така арматура легка і зручна при монтажі та в експлуатації.
Маніфольд складається з патрубків, трійників, хрестовика і засувок.
Допоміжний маніфольд обв'язує викидних лінію, лінію, що підводить у свердловину стислу рідина, і викиді з затрубного простору. Така обв'язка свердловини дає можливість виробляти такі технологічні операції: зміну напрямку подачі повітря, одночасну подачу нафти і повітря в свердловину в тому чи іншому напрямку, подачу нафти в одному напрямку, а повітря-в іншому і т. д.
3.6 Запірна арматура
Вентилі високого тиску призначаються для запірних (В3 1-1-40, ЗПС-2
Засувки зварні типу ЗС 2-3 і ЗС 2-4 призначаються для перекриття трубопроводів для холодної нафти, води і глинистих розчинів. Клин засувки виготовляється зі сталі 40Х. Розміри і технічні дані засувок наведено в табл.
Засувки чавунні типу «Москва», засувки Лудло і нормальні (клінкетние) застосовуються для перекриття водо - нафто-і газопроводів, що мають тиск провідного середовища до 16 кг / см 2.
Засувки для нафти, маслянистих рідин, води і пари виготовляються з чавуну з ущільнювальними кільцями з бронзи або спеціальної сталі.
У засувок «Москва» розпір плашок проводиться взаємним зсувом двох пальців. Для прокладок використовується картон, а в сальниках - пенька.
Засувки «Москва» діаметром більше 500 мм (30-4-12) виготовляються з відвідної задвіжечкой і конічною зубчастою передачею. Величини тиску для засувок «Москва» наведено в табл. 18.
Нормальні засувки (клінкетние) призначаються для більш високих робочих тисків і відрізняються від засувок Лудло наявністю цельнокованого сталевого клина (клінкета).
Шпиндель, з'єднаний з клінкетом бронзової гайкою, обертається, а гайка з клінкетом рухаються поступально. Конструкція шпінделя, кліпу і гайки клину така ж, як і у зварних засувок ЗС 2-4.
Засувки клінкетние фланцеві 30-4-22 застосовуються для нафти, газу, маслянистих рідин, пари і води. Прокладання в них картонні, набивка сальників в засувках для води і нафти - пеньковая, для пари - азбестова.
Засувки газопровідні 30-4-50 низького тиску малогабаритні з ручним приводом типу ГМК виготовляються розмірами 200-1500 мм. Вони розраховуються на тиску Р у = 0,4 кг / см 2 і / Р пр = 1,5 кг / см 2. Прокладки і сальникові набивання - азбестові.
Запірна арматура з механізованим приводом призначається для механізації, автоматизації та дистанційного керування окремими виробничими процесами на установках з видобутку, переробки, транспортування та зберігання нафти. Ця арматура допускає і ручне аварійне управління.
В умовному позначенні коркового крана вказується:
КППС-кран пробковий прохідний зі змазкою; перше число-умовний прохід в мм; друге число-робочий тиск; ХЛ-кліматичне виконання для холодної зони. Наприклад, кран пробковий прохідний, з мастилом, з умовним проходом 65 мм, розрахований на робочий тиск 14 МПа, для холодного макрокліматичних району позначається КППС - 65 Х 140ХЛ.
Крани пробкові, розраховані на тиск 14 МПа, складаються з корпусу, канали якого перекриваються конусної пробкою при її повороті рукояткою на 90 °. Зазор між пробкою і корпусом регулюється гвинтом. Кран працює тільки з мастилом. Мастило герметизує затвор крана і різьблення шпінделя, полегшує поворот пробки і запобігає корозії деталей. Мастило подається через канал в шпинделі за допомогою натискного болта через зворотний клапан у порожнину корпусу.
Кран оснащений спеціальним пристроєм для віджимання пробки при її заклинювання в корпусі.
3. Технологічна частина
3.1 Розрахунок фонтанних підйомників постійного і змінного перерізів, що працюють за рахунок гідростатичного напору та енергії розширення газу
Визначення втрат напору в ліфті тиску на вибої і к. п. буд підйомника при Р 2> Р н
Свердловина, глибиною Н = 1500 м, фонтанує за рахунок гідростатичного напору нафтою (без виділення вільного газу (в підйомних трубах) з дебітом 300 т / добу. Кінематична в'язкість нафти (при середній температурі в стовбурі свердловини t = 30 ° С) v = 0 , 18 cм 2 / ceк; відносна питома вага нафти Y н = 0,871, коефіцієнт продуктивності свердловини К = 12 т / добу ат; тиск на гирлі при фонтанування через 2,5 "труби (спущені до забою) Р 2 = 8 ата. Потрібен визначити забойное і пластовий тиску, втрати напору і к. п. буд при фонтанування по 2,5 "трубах і 6" колоні.
Фонтанування по 2,5 "трубах
Визначаємо середню швидкість руху нафти по трубах 2,5 ":
Параметр Рейнольдса
Коефіцієнт гідравлічних опорів при турбулентному потоці
При Q = 300 т / добу забойное тиск буде
Третє складова дає втрати на гідравлічні опори при русі нафти в 2,5 "колоні. Четверте доданок відображає тиск, що витрачається на збільшення швидкості; воно виражається незначною величиною, і звичайно їм нехтують.
К. п. д. 1 руху нафти по 2,5 "колоні
Перепад тиску з пласта до вибою
Пластовий тиск
Загальний к. п. д. фонтанування (при русі нафти з пласта на поверхню), тобто з урахуванням втрат енергії в пласті:
Фонтанування по 6 "колоні
Якщо при тому ж дебіте і забійній тиску фонтанування буде відбуватися по 6 "обсадної колони, то швидкість нафти знизиться, відповідно зменшаться гідравлічний опір, а буферне тиск зросте. Швидкість руху нафти
Параметр Рейнольдса
Коефіцієнт гідравлічних опорів при ламінарному потоці
Знайдемо буферне тиск з рівняння для вибійного тиску
звідки P 2 = 14,67 am.
К. п. д. руху нафти але 6 "обсадної колони (без урахування втрат енергії в штуцері)
З прикладу видно, що якщо свердловина не ускладнена піском і не потрібно проводити закачування або циркуляцію рідини та ін, що буває рідко, то при Р 3> P нас вигідно не спускати підйомні труби, а фонтанування вести по обсадної колони.
3.2 Визначення продуктивності і потужності компресора
Визначити продуктивність і ефективну потужність вертикального триступінчатого компресора 2СГ-50, заводу «Борець» і потужність електродвигуна для приводу компресора.
Діаметр циліндра низького тиску подвійної дії (I ступінь) D = 370 мм; діаметр циліндрів високого тиску з диференційним поршнем D '= 230/190 мм (II і III ступені); довжина ходу поршня S = 250 мм; число ходів за хвилину n = 365; робочий агент - повітря; показник політропи т = 1,32; число ступенів z = 3.
Тиск на прийомі циліндра низького тиску Р 1 = ата; кінцевий тиск на викиді циліндра високого тиску Р 2 = 51 ата; індикаторний к.п.д
Привід від електродвигуна здійснюється через клиноременную передачу.
1. Продуктивність компресора, віднесена до умов всмоктування на прийомі (у м 3 / хв):
де коефіцієнт 2 враховує процес подвійної дії в циліндрі низького тиску.
Величина коефіцієнта подачі
Підставляючи значення D, n, S і
2. Ефективна потужність компресора визначається за формулою:
3. Потужність електродвигуна підрахуємо за формулою
де k 3 - коефіцієнт запасу потужності (
Виходячи з потрібної потужності для даного компресора, може бути прийнятий електродвигун з короткозамкненим ротором ДАМСО потужністю 200 кВт, 6 кв, 740 об / хв.
4. Правила безпеки при газліфтної і фонтанної експлуатації
1. Конструкція колоною головки, фонтанної арматури, схеми їх обв'язки повинна забезпечувати оптимальні режими роботи свердловини, герметизацію трубного, затрубного і міжтрубного простору, можливість технологічних операцій на свердловині, глибинних досліджень, відбору проб та контролю гирлового тиску і температури.
2. Робочий тиск фонтанної арматури повинен бути не менше тиску обпресування експлуатаційної колони.
3. Опресовування фонтанної арматури в зібраному вигляді до встановлення на гирлі слід проводити на пробний тиск, передбачений паспортом, а після встановлення на гирлі свердловини - на тиск опресування експлуатаційної колони.
Результати опрессовок оформляються актами.
4. У випадку проведення робіт (гідророзрив пласта, кислотні обробки, різні заливки і т. д.), що вимагають тисків, що перевищують допустимі, необхідно встановлювати на усті спеціальну арматуру, а експлуатаційну колону захищати установкою пакера.
5. Фонтанна арматура повинна оснащуватися заводом-виробником дроселями з ручним, а на вимогу замовника - з дистанційним і (або) ручним керуванням і забезпечувати можливість заміни манометрів з використанням триходового крана без зниження тиску до атмосферного.
6. При експлуатації свердловини з температурою на гирлі 200 ° С повинна застосовуватися відповідна фонтанна арматура, конструкція і термостійкість якої забезпечують безпеку технологічного процесу та обслуговуючого персоналу.
7. Фонтанні свердловини з дебітом 400 т / добу нафти або 500 000 м / добу газу і більше, розташовані на відстані менше 500 м від населеного пункту, оснащуються внутріскважінного обладнанням (пакер і клапан - відсікач, циркуляційний клапан, станція управління та ін.)
Газоконденсатні і газові свердловини повинні обладнуватися автоматичним клапаном - відсікачем, що встановлюються на викидній лінії.
8. У процесі експлуатації свердловини клапан - відсікач повинен періодично перевірятися на спрацювання відповідно до інструкції заводу-виготовлювача. Установка клапана - відсікача і перевірка його на спрацьовування повинні оформлятися актом.
9. На викидних лініях і маніфольда свердловин, що працюють з температурою робочого тіла 80 ° С і більше, необхідно встановлювати температурні компенсатори.
10. Пристрій шахтних колодязів на гирлі свердловини не допускається.
11. Усунення несправностей, заміна швидкозношуваних і змінних деталей фонтанної арматури під тиском забороняються. В окремих випадках (аварійні ситуації і т. п.) ці роботи можуть виконуватися спеціально навченим персоналом з використанням спеціальних технічних засобів.
12. Після монтажу маніфольда і з'єднання його з відводами фонтанної арматури і трубної головки проводиться гідровипробувань системи на робочий тиск.
13. Станцію управління фонтанної арматури газліфтної свердловини слід встановлювати на відстані 30-35 м від гирла в спеціальному приміщенні, надійно зміцнювати і заземлювати. Температура в приміщенні повинна забезпечувати безвідмовну роботу станції.
14. Повітропроводи та кабелі, що з'єднують станцію управління з фонтанної арматурою, повинні бути прокладені на естакадах.
15. Переклад свердловини на газліфтних експлуатацію повинен здійснюватися відповідно до проекту і планом, затвердженим технічним керівником підприємства.
16. Перед переведенням свердловини на газліфтних експлуатацію експлуатаційна колона, гирлове обладнання і насосно-компресорні труби повинні бути спресовані на максимальне (пусковий) тиск.
17. Для обв'язки свердловини і апаратури, а також для газопроводів при фонтанній і газліфтної експлуатації повинні використовуватися безшовні сталеві труби, сполучені зварюванням. Фланцеві з'єднання допускаються тільки в місцях встановлення засувок і іншої арматури.
18. Газорозподільні трубопроводи після монтажу повинні бути продуті стисненим повітрям, спресовані рідиною на тиск, що перевищує на 25% максимальний робочий.
Газорозподільні батареї повинні мати системи індивідуального автоматичного виміру витрати газу з висновком системи управління на диспетчерський пункт, свічки для продувки і пристрої для подачі інгібітору.
Устя газліфтної свердловини має бути обладнане фонтанної арматурою з маніфольдів, мають продувні лінії з виводом на свічку, віддалену не менше ніж на 20 м. На маніфольд встановлюється зворотний клапан.
19. Підготовка робочого агента (газу) за газліфтної експлуатації повинна передбачати його осушення від водяної пари до точки роси мінус 10 ° С для південних районів і мінус 20 ° С для середніх і північних широт.
20. При ліквідації гідратних пробок тиск в газопроводі слід знизити до атмосферного, а підігрів цих ділянок здійснювати парою. При збереженні пропускної здатності допускається попередня подача інгібітора без зупинки газопроводу.
21. У процесі роботи компресорної станції газліфтної системи необхідно проводити:
· Щозмінний огляд всіх внутрішньомайданчикових технологічних трубопроводів, сепараторів, ємностей, запірно - регулюючої арматури з записом результатів у вахтовому журналі;
· Контроль працездатності систем пожежогасіння, осушки газу, освітлення, вентиляції та аварійної сигналізації, блискавкозахисту, захисту від статичної електрики, зв'язку та телемеханізації за затвердженим графіком.
5. Охорона навколишнього середовища
Боротьба із забрудненням морів і озер нафтою, нафтопродуктами, а також пластовими водами, нерідко містять сірководень, поверхнево-активні речовини, є невід'ємною частиною проблеми охорони навколишнього середовища.
Нафта і нафтопродукти, потрапляючи на поверхню води, покривають великі простори тонкою плівкою, яка суттєво погіршує кисневий обмін водного середовища з повітряним басейном, це, у свою чергу, веде до угнетанію життєдіяльності біологічних об'єктів водного середовища.
При концентрації нафтових забруднень вище 800 мг / м 3 відбувається придушення життєдіяльності фітопланктону, який є основою відтворення кисню у воді. Деякі риби можуть пристосовуватися до середовища, що містить нафту. Потрапила в їх організм нафту змінює склад крові і вуглеводневий обмін, в результаті чого м'ясо риб набуває специфічний запах і присмак.
Ще більш небезпечні забруднювачі вод-поверхнево-активні речовини, використовувані при бурінні свердловин, і видобутку нафти. Потрапляючи у воду ПАР спінюють поверхню, ніж зменшується біохімічний обмін в середовищі. Крім того, ПАР безпосередньо впливаючи на рослини і риб, викликає їх загибель. Для попередження забруднення водойм нафтою, супутніми водами, а також технологічними рідинами необхідно забезпечити повну герметизацію нефтегазосбора від свердловини до нафтозбірні пункту. При проведенні ремонтних робіт закачування рідин в свердловини (при глушіння свердловини, промиванні піщаної пробки) повинна здійснюватися за схемою кругової замкнутої циркуляції без скидання відходять вод у море.
У процесі освоєння і розробки морських нафтових і газових родовищ в акваторії Каспійського моря відпрацьований комплекс заходів, що забезпечують охорону навколишнього середовища, основні з яких зводяться до наступного.
До початку освоєння свердловин, пробурених зі стаціонарних платформ або пріестакадних майданчиків, до майданчиків підводяться продуктопроводи, з'єднані з нафтозбірні пунктами.
Відпрацьований буровий розчин з освоюваної свердловини збирається в ємності і використовується для буріння свердловин наступних куща. Забруднена нафтою, кислотою або ПАР вода відкачується по трубопроводах у нафтозбірні пункти.
Систематично контролюється стан герметичності колонних головок фонтанної арматури, фланцевих та різьбових з'єднань обв'язки арматури та трубопроводів. При виявленні несправностей пошкодження повинні швидко усувається. Устя свердловини обладнується піддоном для збору розливаються рідин.
При розведенні фланцевих з'єднань з розливом нафти необхідно використовувати ручні піддони, а зібрану рідину зливати в резервуар для збору стічних вод, які в міру наповнення резервуара відкачуються в нафтозбірних пункт. При очищенні НКТ від парафіну, асфальтосмолисті відкладень і солей відходи збирають у контейнери, а потім вивозять на берег для поховання. Якщо на пріестакадной майданчику або індивідуальної платформі є посудини, що працюють під тиском, то відводи від запобіжних клапанів повинні виводиться на факел і в ємність для збору стічних вод. Переливні відводи резервуарів для збору нафти також з'єднуються з ємністю для збору стічних вод.
Питання навколишнього середовища мають не меншу, ніж для морів, актуальність стосовно болотистим територіям особливо тундрової зони, наприклад Західна Сибір, Комі АРСР, Архангельська область і ін Біологічний покрив і повітряне середовище цих районів особливо чутливі до зовнішнього впливу та забруднення нафтою, нафтопродуктами і іншими хімічними препаратами. Слабка активність біологічних об'єктів не сприяє швидкому відновленню екологічної рівноваги.
Крім захисту навколишнього середовища в цих умовах від забруднень нафтою, стічними водами і хімреагентами вельми актуальна захист від теплового забруднення і порушень зовнішнього тундрового покриву транспортною технікою.
Теплове забруднення, обумовлене збором теплих вод або транспортом нафти і газу по трубопроводах, може призводити до растаіванію вічній грунтів з руйнуванням верхнього рослинного покриву і утворенням боліт або ярів. Недотримання заходів з охорони навколишнього середовища може створити додаткові труднощі в освоєнні цих і без того дуже складних для розробки родовищ нафти і газу регіонів.
Висновок
Нафтова промисловість забезпечує пошук і розвідку нафтових родовищ, буріння і освоєння нафтових свердловин, видобуток нафти і конденсату, збір, підготовку і транспортування нафти і газу, облаштування промислів і переробку нафтового газу. У нафтовій промисловості на всіх стадіях діяльності, у тому числі при бурінні і безпосередній видобутку нафти, застосовуються всілякі машини та обладнання, що забезпечують нормальне проведення робочого процесу. Отже, кількість і якість видобутої нафти і газоконденсату в значній мірі залежать від якісних показників застосовуваних машин і устаткування, їх технічного рівня. З цією метою науковими і виробничими організаціями та підприємствами нафтової промисловості проводяться оцінка відповідності технічного рівня поставляються машин і устаткування кращим зразкам аналогічних вітчизняних і зарубіжних машин, виробляються науково обгрунтовані техніко-економічні вимоги до обладнання, що поставляється.
Питання про якість машин і устаткування в нафтовій промисловості нерозривно пов'язаний з рівнем якості тієї нормативно-технічної документації зі стандартизації, на підставі якої вони створюються. Мова йде про науково-технічному рівні технічних завдань, технічних умов, заводських, галузевих, республіканських, державних стандартів.
Тому крім оцінки технічного рівня самих машин і устаткування в нафтовій галузі проводиться робота з оцінки науково - технічного рівня.
У нафтовій промисловості велику роль відіграють технологічні процеси на всіх етапах, починаючи від буріння свердловин і закінчуючи технологічними процесами розробки нафтових родовищ. Стандартизація технологічних процесів - це новий напрямок при виборі об'єкта стандартизації. Але останнім часом науково-технічний прогрес у галузі нафтогазовидобутку кілька заморозився у зв'язку з недостатньою діяльністю науково - дослідних робіт.
Список літератури
1. Алієв В.А., Анісімов Є.П. Машини і механізми для видобутку нафти. ГОСТОПТЕХІЗДАТ. 1957.
2. Жуков О.І. Чернов Б.С. та ін Експлуатація нафтових родовищ ГОСТОПТЕХІЗДАТ 1954.
3. Лобков А.М. Збір і транспорт нафти на промислах. ГОСТОПТЕХІЗДАТ 1955.
4. Гатмудінова Ш. К. Довідкова книга з видобутку нафти. Надра 1974.
5. Бухаренко та ін нафтопромислового обладнання. Надра 1990р.
6. Молчанов А.Г. Чичерін В.Л. Нафтопромислові машини і механізми. Надра 1983р.
7. Михайлов К.Ф. Довідник механіка нафтопромислу. Державне видавництво технічної літератури УРСР. Київ 1961р.
8. Михайлов К.Ф. Довідник механіка нафтопромислів. Ч. 1. Видобуток нафти. ГОСТОПТЕХІЗДАТ. 1952.
9. Довідник з видобутку нафти. Т.1. ГОСТОПТЕХІЗДАТ 1958.
10. Довідник майстри з видобутку нафти ГОСТОПТЕХІЗДАТ 1958.
11. Нафтопромислові машини і механізми. ГОСТОПТЕХІЗДАТ 1954.
12. Видобуток нафти Форест Грей 2001р.
13. Акульшин А.І., Бойко В.С., Дорошенко В.М., Зарубін Ю.О. Технологія і техніка видобутку, зберігання і транспорту нафти і газу. Львів 1991.
14. Правила безпеки в нафтовій та газовій промисловості. Санкт-Петербург 2001.
15. Касьянов В.М. Гідромашини і компресори М. Недра 1981.
Боротьба із забрудненням морів і озер нафтою, нафтопродуктами, а також пластовими водами, нерідко містять сірководень, поверхнево-активні речовини, є невід'ємною частиною проблеми охорони навколишнього середовища.
Нафта і нафтопродукти, потрапляючи на поверхню води, покривають великі простори тонкою плівкою, яка суттєво погіршує кисневий обмін водного середовища з повітряним басейном, це, у свою чергу, веде до угнетанію життєдіяльності біологічних об'єктів водного середовища.
При концентрації нафтових забруднень вище 800 мг / м 3 відбувається придушення життєдіяльності фітопланктону, який є основою відтворення кисню у воді. Деякі риби можуть пристосовуватися до середовища, що містить нафту. Потрапила в їх організм нафту змінює склад крові і вуглеводневий обмін, в результаті чого м'ясо риб набуває специфічний запах і присмак.
Ще більш небезпечні забруднювачі вод-поверхнево-активні речовини, використовувані при бурінні свердловин, і видобутку нафти. Потрапляючи у воду ПАР спінюють поверхню, ніж зменшується біохімічний обмін в середовищі. Крім того, ПАР безпосередньо впливаючи на рослини і риб, викликає їх загибель. Для попередження забруднення водойм нафтою, супутніми водами, а також технологічними рідинами необхідно забезпечити повну герметизацію нефтегазосбора від свердловини до нафтозбірні пункту. При проведенні ремонтних робіт закачування рідин в свердловини (при глушіння свердловини, промиванні піщаної пробки) повинна здійснюватися за схемою кругової замкнутої циркуляції без скидання відходять вод у море.
У процесі освоєння і розробки морських нафтових і газових родовищ в акваторії Каспійського моря відпрацьований комплекс заходів, що забезпечують охорону навколишнього середовища, основні з яких зводяться до наступного.
До початку освоєння свердловин, пробурених зі стаціонарних платформ або пріестакадних майданчиків, до майданчиків підводяться продуктопроводи, з'єднані з нафтозбірні пунктами.
Відпрацьований буровий розчин з освоюваної свердловини збирається в ємності і використовується для буріння свердловин наступних куща. Забруднена нафтою, кислотою або ПАР вода відкачується по трубопроводах у нафтозбірні пункти.
Систематично контролюється стан герметичності колонних головок фонтанної арматури, фланцевих та різьбових з'єднань обв'язки арматури та трубопроводів. При виявленні несправностей пошкодження повинні швидко усувається. Устя свердловини обладнується піддоном для збору розливаються рідин.
При розведенні фланцевих з'єднань з розливом нафти необхідно використовувати ручні піддони, а зібрану рідину зливати в резервуар для збору стічних вод, які в міру наповнення резервуара відкачуються в нафтозбірних пункт. При очищенні НКТ від парафіну, асфальтосмолисті відкладень і солей відходи збирають у контейнери, а потім вивозять на берег для поховання. Якщо на пріестакадной майданчику або індивідуальної платформі є посудини, що працюють під тиском, то відводи від запобіжних клапанів повинні виводиться на факел і в ємність для збору стічних вод. Переливні відводи резервуарів для збору нафти також з'єднуються з ємністю для збору стічних вод.
Питання навколишнього середовища мають не меншу, ніж для морів, актуальність стосовно болотистим територіям особливо тундрової зони, наприклад Західна Сибір, Комі АРСР, Архангельська область і ін Біологічний покрив і повітряне середовище цих районів особливо чутливі до зовнішнього впливу та забруднення нафтою, нафтопродуктами і іншими хімічними препаратами. Слабка активність біологічних об'єктів не сприяє швидкому відновленню екологічної рівноваги.
Крім захисту навколишнього середовища в цих умовах від забруднень нафтою, стічними водами і хімреагентами вельми актуальна захист від теплового забруднення і порушень зовнішнього тундрового покриву транспортною технікою.
Теплове забруднення, обумовлене збором теплих вод або транспортом нафти і газу по трубопроводах, може призводити до растаіванію вічній грунтів з руйнуванням верхнього рослинного покриву і утворенням боліт або ярів. Недотримання заходів з охорони навколишнього середовища може створити додаткові труднощі в освоєнні цих і без того дуже складних для розробки родовищ нафти і газу регіонів.
Висновок
Нафтова промисловість забезпечує пошук і розвідку нафтових родовищ, буріння і освоєння нафтових свердловин, видобуток нафти і конденсату, збір, підготовку і транспортування нафти і газу, облаштування промислів і переробку нафтового газу. У нафтовій промисловості на всіх стадіях діяльності, у тому числі при бурінні і безпосередній видобутку нафти, застосовуються всілякі машини та обладнання, що забезпечують нормальне проведення робочого процесу. Отже, кількість і якість видобутої нафти і газоконденсату в значній мірі залежать від якісних показників застосовуваних машин і устаткування, їх технічного рівня. З цією метою науковими і виробничими організаціями та підприємствами нафтової промисловості проводяться оцінка відповідності технічного рівня поставляються машин і устаткування кращим зразкам аналогічних вітчизняних і зарубіжних машин, виробляються науково обгрунтовані техніко-економічні вимоги до обладнання, що поставляється.
Питання про якість машин і устаткування в нафтовій промисловості нерозривно пов'язаний з рівнем якості тієї нормативно-технічної документації зі стандартизації, на підставі якої вони створюються. Мова йде про науково-технічному рівні технічних завдань, технічних умов, заводських, галузевих, республіканських, державних стандартів.
Тому крім оцінки технічного рівня самих машин і устаткування в нафтовій галузі проводиться робота з оцінки науково - технічного рівня.
У нафтовій промисловості велику роль відіграють технологічні процеси на всіх етапах, починаючи від буріння свердловин і закінчуючи технологічними процесами розробки нафтових родовищ. Стандартизація технологічних процесів - це новий напрямок при виборі об'єкта стандартизації. Але останнім часом науково-технічний прогрес у галузі нафтогазовидобутку кілька заморозився у зв'язку з недостатньою діяльністю науково - дослідних робіт.
Список літератури
1. Алієв В.А., Анісімов Є.П. Машини і механізми для видобутку нафти. ГОСТОПТЕХІЗДАТ. 1957.
2. Жуков О.І. Чернов Б.С. та ін Експлуатація нафтових родовищ ГОСТОПТЕХІЗДАТ 1954.
3. Лобков А.М. Збір і транспорт нафти на промислах. ГОСТОПТЕХІЗДАТ 1955.
4. Гатмудінова Ш. К. Довідкова книга з видобутку нафти. Надра 1974.
5. Бухаренко та ін нафтопромислового обладнання. Надра 1990р.
6. Молчанов А.Г. Чичерін В.Л. Нафтопромислові машини і механізми. Надра 1983р.
7. Михайлов К.Ф. Довідник механіка нафтопромислу. Державне видавництво технічної літератури УРСР. Київ 1961р.
8. Михайлов К.Ф. Довідник механіка нафтопромислів. Ч. 1. Видобуток нафти. ГОСТОПТЕХІЗДАТ. 1952.
9. Довідник з видобутку нафти. Т.1. ГОСТОПТЕХІЗДАТ 1958.
10. Довідник майстри з видобутку нафти ГОСТОПТЕХІЗДАТ 1958.
11. Нафтопромислові машини і механізми. ГОСТОПТЕХІЗДАТ 1954.
12. Видобуток нафти Форест Грей 2001р.
13. Акульшин А.І., Бойко В.С., Дорошенко В.М., Зарубін Ю.О. Технологія і техніка видобутку, зберігання і транспорту нафти і газу. Львів 1991.
14. Правила безпеки в нафтовій та газовій промисловості. Санкт-Петербург 2001.
15. Касьянов В.М. Гідромашини і компресори М. Недра 1981.