Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным и газлифтным способами

Насосно-компрессорные трубы (НКТ)

Из насосно-компрессорных труб составляются колонны, спускаемые в  скважину. Колонны НКТ предназначены  для следующих целей:

• подъема на поверхность отбираемой из пласта жидкости, смеси жидкости и газа или одного газа;
• подачи в скважину жидкости или газа (осуществления технологических процессов, интенсификации добычи или подземного ремонта);
• подвески в скважине оборудования;
• проведения в скважине ремонтных, в том числе бурильных, работ.

    Насосно-компрессорные трубы в России изготавливаются согласно    ГОСТ 633-80, предусматривающему изготовление НКТ в исполнениях А и Б         (А – повышенной точности) четырех конструкций:

• гладких труб и муфт к ним;
• труб с высаженными наружу концами (В) и муфт к ним;
• гладких высокогерметичных труб (НКМ) и муфт к ним;
• безмуфтовых труб (НКБ) с высаженными наружу концами.

    

 

 

Примеры условных обозначений насосно-компрессорных  труб:

трубы из стали группы прочности Е с условным диаметром 73 мм, толщиной стенки 7 мм:

• 73×7-Е ГОСТ 633–80 – для гладких труб;
• В-73×7 ГОСТ 633–80 – для труб с высаженными наружу концами;
• НКМ-73×7 ГОСТ 633–80 – для высокогерметичных труб;
• НКБ-73×7 ГОСТ 633–80 – для высокогерметичных безмуфтовых труб;

Примечание: для труб и муфт исполнения А после номера стандарта ставится буква А.

Таблица 2.2.

Насосно-компрессорные  трубы по ГОСТ 633-80

Условный диаметр трубы, мм	Наружный диаметр, мм			Толщина стенки трубы, мм	Внутренний диаметр трубы, мм	Масса (теоретическая) трубы  с муфтой, кг/м
	гладкой части трубы	муфты
		гладких труб	труб типа В			гладких труб	труб типа В
27	26,7	-	42,2	3,0	20,7	-	1,85
33	33,4	42,2	48,3	3,5	26,4	2,65	2,66
42	42,2	52,2	55,9	3,5	35,2	3,38	3,46
48	48,3	55,9	63,5	4,0	40,3	4,46	4,54
60	60,3	73,0	77,8	5,0	50,3	7,01	7,12
73	73,0	88,9	93,2	5,5	62,0	9,50	9,55
73	73,0	88,9	93,2	7,0	59,0	11,70	11,87
89	88,9	108,0	114,3	6,5	75,9	13,68	13,72
89	88,9	-	114,3	8,0	79,0	-	16,69
102	101,6	120,6	127,0	6,5	88,6	15,80	16,05
114	114,3	132,1	141,3	7,0	100,3	19,13	19,49

 

 

 

 

 

 

Таблица 2.3.

Размеры и масса безмуфтовых труб НКБ по ГОСТ 633-80

Условный диаметр трубы, мм	Наружный диаметр, мм	Толщина стенки, мм	Внутренний диаметр, мм	Масса 1 м гладкой трубы, кг	Увеличение массы одной  трубы за счет высадки концов, кг	Диаметр высаженной части, мм	Длина высадки, мм
60	60,3	5,0	50,3	6,84	1,8	71	120
73	73,0	5,5	62,0	9,16	2,2	84	125
73	73,0	7,0	59,0	11,39	2,6	86	-
89	88,9	6,5	759	13,22	3,2	102	125
89	88,9	8,0	72,9	15,98	3,7	104	-
102	101,6	6,5	88,6	15,22	4,0	116	125
114	114,3	7,0	100,3	18,47	4,8	130	125

 

Типы труб по прочности сталей для  изготовления: Д, К, Е, Л, М, Р.      Кроме того, НКТ могут изготавливаться  из алюминиевого сплава марки Д16Т. Этот сплав имеет предел текучести  около 300 МПа, предел выносливости 110 МПа. Относительная плотность сплава 2,72. Трубы из сплава Д16Т обладают и большей коррозионной стойкостью в сероводородсодержащих средах.

Применялись различные способы  покрытия НКТ для предотвращения отложений парафинов. Широкое распространение  получили покрытия стеклом и эпоксидными  смолами. Такие покрытия также защищают поверхность труб от коррозии и снижают  гидравлические сопротивления на 20-30 %. Стекло обладает высокой теплостойкостью  и оно достаточно прочное при  небольших деформациях.

Однако такие покрытия обладают также рядом недостатков. Основным из них являются различные модули упругости для стекла, например, и металл. Металл деформируется в  процессе разработки и в стеклянном покрытии образуются микротрещины, которые  становятся концентраторами напряжений и очагами локальных отложений  АСПО. (Ивановский В. И. «Оборудование  для добычи нефти и газа», ГОСТ 633-80)

1. Клапаны

Классификация клапанов:

По назначению:

• клапаны-отсекатели;
• циркуляционные клапаны;
• ингибиторные клапаны;

По принципу действия:

• управляемые
• неуправляемые
• самодействующие

По принципу управления:

• гидравлические (открываются/закрываются под действием нагнетаемой (уплотняемой) в скважину жидкости);
• пневматические (открываются/закрываются под действием нагнетаемого (уплотняемого) в скважину газа);
• механические (управляемые канатной техникой);
• гидромеханические (частично-гидравликой, частично-канатной техникой);

По способу установки:

• стационарные (устанавливаются и извлекаются вместе с колонной)
• съёмные (спускаются канатной техникой)

 

   Клапаны-отсекатели

Они предназначены для перекрытия колонны НКТ и отсечки потока продукции при нарушении режима работы скважины, разрушении или повреждении  устьевого оборудования, разрушении цементного камня и разгерметизация  затрубного пространства, загерметизированного пакером. Обычно пакер и клапан отсекатель ставят стазу над продуктивным горизонтом. Клапаны отсекатели могут реагировать  на два параметра: изменение давления и изменение дебита. Критический  дебит обычно принимается на 15-20% выше оптимального. Устанавливается  клапан сбрасыванием, при помощи канатной техники, при помощи посадочного  оборудования. Установка клапана  отсекателя производится на ниппель. Ниппель  спускается на колонне НКТ и он представляет собой патрубок, в состав которого направляющие для приёма замков клапана-отсекателя.

 

 

   Циркуляционные клапаны

Циркуляционный клапан предназначен для временного сообщения пространства в колонне НКТ с затрубным  пространством. Это необходимо для  проведения различных технологических  операций: освоение/глушение скважины, обработка забоя химреагентами, промывка забоя, внутреннего пространства колонны или затрубья. Данный вид  клапанов относится к стационарным: они изначально вмонтированы в колонну НКТ.

 

Рис 2.9 Циркуляционные клапаны  для скважинных камер

1-корпус, 2-седло обратного клапаны, 3-обратный клапан, 4-уплотнительные манжеты, 5-пружина, 6-фиксатор

 

 

 

 

Ингибиторные  клапаны

Ингибиторные клапаны предназначены  для подачи из затрубного пространства в полость колонны НКТ ингибиторов  разного назначения. Для установки  клапанов данного типа используется канатная техника.

Рис 2.10 Ингибиторный клапан

1-головка, 2-уплотнение, 3-втулка,          4-седло шарика, 5-шарик, 6-шток,            7-пружина, 8-уплотнение, 9-втулка,      10- корпус, 11-цанга, 12-шрифт, 13-чехол, 14-наконечник, 15-обратный клапан

 

 

 

Приёмный  клапан

Данный вид клапанов предназначен для посадки пакера и для других работ, требующих перекрытия прохода  колонны и создания в ней давления.

 

Рис 2.11 Приёмный клапан

1-стержень, 2-срезной шрифт, 3-кожух, 4-клетка, 5-шар, 6-кольца, 7-корпус, 8-уплотнители

(Молчанов А. Г. «Машины  и оборудование для добычи  нефти и газа»)

 

2. Разъединитель колонны

Данный вид оборудования применяется  для того, чтобы обеспечить ремонт скважины без глушения скважины (под  давлением). Разъединитель устанавливается  на пакером и позволяет поднять  колонну НКТ вместе со всем оборудованием  и без срыва пакера. Перед подъёмом отверстие пакера перекрывается. В  состав разъединителя колонны входят головка, верхняя и нижняя цанги, цилиндр и шток. Процесс отсоединения происходил при помощи инструмента, спускаемого на канате или проволоке. Толкатель передвигает цангу  вверх и отсоединяет колонну, вниз – присоединяет. Разъединители  выпускаются различных типоразмеров и также различного климатического исполнения.

 

Рис. 2.12 Разъединитель колонны

1-головка, 2-верхняя цанга, 3-цилиндр, 4-шток, 5-нижняя цанга

 

3. Телескопическое соединение

Предназначено для компенсации  изменений длины колонны в  скважинах под влиянием температур.

Рис. 2.13. телескопическое  соединение

1-цилиндр, 2-нобор манжет, 3-шток, 4-шпонки, 5-гайки 

4. Пакеры

Пакеры предназначаются для  изоляции затрубного пространства от трубного, разобщения зон затрубного пространства, предотвращения пульсаций  в скважине, как можно большего использования энергии растворенного  в нефти газа и предотвращения давления на забой нагнетаемого газа  (например, при газлифте). В настоящее  время пакерами снабжено большинство  фонда скважин.

Классификация пакеров по типу установки  и демонтажа

• Неизвлекаемый (разбуриваемый, стационарный) – для извлечения данного пакера его необходимо вначале разбурить.
• Демонтируемые – извлекаются без разбуривания

Оба типа пакеров спускаются в скважину на колонне НКТ (реже – канатная техника).

Классификация пакеров по схеме  действия:

• С элементом, деформируемым за счёт осевой силы
• С элементом, расширяющимся от внутреннего давления
• С самоуплотняющимся механизмом

Классификация пакеров по типу действия:

• Механические
• Гидравлические
• Гидромеханические

Условное обозначение пакеров

Х₁-Х₂-Х₃-Х₄-Х₅

• Х₁ - ПВ – усилие направлено от перепада давления вверх; ПН – усилие направлено от перепада давления вниз; ПД – двустороннего действия
• Х₂ - Я – фиксирующиеся якорем; без обозначения – самостоятельно фиксирующиеся
• Х₃  - Г – гидравлические; М – механические; ГМ – гидромеханические;      без обозначения – не требующие посадки
• Х₄ - В – вращением; Р – разбуриванием; И – специальным инструментом;  без обозначения – натягом
• Х₅ - Коррозионная стойкость К1, К2, К3 (см. пункт 2.2.2. Фонтанная арматура)
5. Якоря

Якоря предназначены для предотвращения скольжения оборудования внутри эксплуатационной колонны. Чаще всего они устанавливаются  вместе с пакерами для увеличения их надёжности.

Якорь состоит из корпуса, в окна которого вставлены плашки. Плашки удерживаются в исходном положении  пружинами. Также в состав якоря  входят планки, которые ограничивают ход плашек в радиальном направлении. Спуск якоря в скважину происходит на колонне НКТ. Приводится в действие при подаче давления в колонну  подъёмных труб. Под действием  давления в корпусе, плашки выдвигаются, срезая планки, и врезаются в стенки эксплуатационной колонны. Длина плашек должна быть строго рассчитана, чтобы  они не пробили колонну полностью  либо до какого-то критического значения, после чего она может прийти в  неисправность. При отсутствии давления в НКТ, плашки возвращаются в корпус под действием пружин. Количество окон с плашками может варьироваться  в зависимости от ситуации. Их количество может достигать 18-ти отверстий. (Молчанов А. Г. «Машины и оборудование для  добычи нефти и газа»)

Промышленность выпускает следующие  опорные якоря: для работы в открытом стволе – Як-110/135, ЯК-132/158, ЯК-170/220, ЯК-190/240. Для работы в скважинах, обсаженных эксплуатационными колоннами диаметром 114, 140 и 168 мм, - металлические якоря ЯМ-95/114, ЯМ-95/140, ЯМ-95/168.