Никишенко С.Л. Нефтегазопромысловое обрудование

Подождите немного. Документ загружается.

паданием влаги, ослаблением соединения штока с поршнем или

с крейцкопфом, слишком большой выработкой ползунов или парал-

лелей, разработкой крейцкопфного подшипника, износом пальца,

ослаблением клина подшипника, разработкой конических гнезд крей-

цкопфа, сработкой конусов пальцев, ослаблением клапанов в гнездах

цилиндров, неправильной посадкой маховика на вал. Глухой стук

происходит вследствие ослабления кривошипных и коренных под-

шипников или выработки их и шеек вала.

3. Повышение температуры газа или воздуха после какой-либо

ступени сжатия. Если это не вызвано изменением распределения дав-

ления, то причиной повышения температуры может быть ухудшение

работы холодильника предыдущей ступени вследствие его загрязне-

ния или недостаточной подачи охлаждающей воды.

4. Внезапное падение давления масла из-за разрыва одной из труб

маслопровода или масляного холодильника, падения уровня масла

в раме (вследствие чего обнажалась приемная сетка насоса), полом-

ки шестеренчатого насоса или пружины его перепускного клапана.

Причиной отсутствия показаний давления масла может явиться так-

же поломка манометра.

5. Постепенное уменьшение давления масла. Это происходит

вследствие износа какого-либо подшипника (при этом обычно появ-

ляется стук), появления утечек из-за неплотностей, засорения при-

емной сетки или масляного фильтра.

6. Повышение температуры масла вследствие недостаточного его

охлаждения, загрязненности или недоброкачественности, неисправ-

ности механизмов компрессора.

7. Нагревание подшипников из-за плохой смазки или перетяжки.

8. Пропуск сальников. Пропуск в сальниках с металлической на-

бивкой обычно происходит вследствие:

а) сработки уплотняющих колец до отсутствия зазора в их стыках,

из-за чего не может быть обеспечено плотное прилегание колец к штоку;

б) поломки или соскакивания пружин, прижимающих секции

сальников одну к другой;

в) выработки штока;

г) появления рисок, царапин и прочих повреждений на поверхно-

сти штока и на поверхности уплотнительных сальниковых колец.

Для обеспечения надежной и длительной работы компрессора

необходимо периодически осматривать его узлы и детали и в соот-

ветствии с результатами осмотров устанавливать сроки необходимых

ремонтных работ. Мелкий ремонт следует производить непосред-

ственно во время осмотра. Порядок планово-предупредительных ме-

роприятий устанавливается применительно к местным условиям,

имея в виду, что чем чаще осматривают машины, тем реже будут вы-

нужденные остановки их.

-121-

Вопросы для самоконтроля

1. Область применения компрессорного оборудования в нефтя-

ной промышленности.

2. Принцип действия поршневого компрессора.

3. Условия сжатия газа в поршневых компрессорах. Политропныи

процесс.

4. Идеальная индикаторная диаграмма цикла поршневого комп-

рессора.

5. Работа на сжатие единицы массы газа в компрессоре.

6. От чего зависит температура в конце процесса сжатия в одной

ступени?

7. Производительность поршневых компрессоров.

8. Объемный коэффициент подачи поршневого компрессора.

9. Что такое степень сжатия?

10. Принцип получения высоких давлений в поршневых компрес-

сорах.

11. Многоступенчатые поршневые компрессоры.

12. Индикаторная диаграмма поршневого компрессора.

13. Охлаждение сжимаемого газа между ступенями.

14. Принцип расчета системы охлаждения.

15. Конструкция межступенчатых теплообменников.

16. Определение полезной мощности компрессора.

17. Определение эффективной мощности компрессора, КПД ком-

прессора.

18. Принцип действия винтового компрессора.

19. Чем отличаются винтовые компрессоры «мокрого» и «сухо-

го» сжатия?

20. Классификация поршневых компрессоров.

21. Конструкция клапанов поршневых компрессоров.

22. Что такое дифференциальный поршень?

23. Конструкция уплотнения штоков.

24. Циркуляционная система смазки поршневых компрессоров.

25. Лубрикаторная система смазки компрессора.

26. Принцип действия турбокомпрессора.

27. Что такое помпажная зона центробежного компрессора?

28. Конструкция центробежного компрессорного агрегата.

29. Уплотнения в центробежных компрессорах.

30. Чем образована рабочая камера ротационного компрессора?

31. Регулирование работы поршневого компрессора.

32. Влияние «мертвого» пространства на работу компрессора.

33. Эксплуатация поршневых компрессоров.

34. Эксплуатация винтовых компрессоров.

35. Эксплуатация центробежных компрессоров.

36. Неисправности поршневых компрессоров.

-122-

Тема 4

Оборудование для эксплуатации скважин

Вопрос 4.1. Конструкция и обозначения обсадных

труб

Обсадные трубы выпускаются бесшовными из среднеуглеродистых

и низколегированных сталей. Обсадные трубы и муфты к ним изго-

тавливаются следующих размеров (условный диаметр трубы, мм): 114,

127, 140, 146, 168, 178, 194, 219, 245,299, 324, 340, 351, 377, 406, 426,

473, 508, с толщиной стенки 5,2... 16,5 мм. Длина обсадной трубы мо-

жет быть в пределах 9,5... 13 м, однако в поставляемой партии труб

допускается до 20% труб длиной 8...9,5 и до 10% - длиной 5...8 м. На

один конец трубы навинчена и закреплена муфта, резьба другого кон-

ца защищена предохранительным кольцом.

На каждой трубе на расстоянии 0,4...0,6 м от конца, свободного

от муфты, выбивают клейма: условный диаметр (в мм); номер тру-

бы; группы прочности; длину резьбы («удл»); толщину стенки

(в мм); товарный знак завода-изготовителя; месяц и год выпуска.

Клеймо «удл» выбивается только на трубах с удлиненной резьбой.

Рядом с клеймами вдоль трубы светлой устойчивой краской нано-

сят следующие данные: условный диаметр (в мм); группу прочно-

сти стали; толщину стенки (в мм); товарный знак завода-изгото-

вителя труб.

Обсадные трубы соединяются на резьбе, (резьба может быть ко-

роткой и удлиненной). В обсадных трубах используется треугольная

и трапецеидальная резьба. Обсадные трубы с трапецеидальной резь-

бой труб и муфт к ним получили шифр ОТТМ. Трапецеидальный

профиль резьбы обеспечивает прочное и высокогерметичное соеди-

нение.

В трубах ОТТГ прочность достигается трапецеидальной резьбой,

а герметичность -специальными коническими уплотнительными по-

верхностями, расположенными со стороны торца труб.

Трубы ТБО идентичны и взаимозаменяемы с трубами ОТТГ.

Отличаются они только способом выполнения. Трубы ОТТГ соеди-

няются с помощью муфт, а трубы ТБО безмуфтовые, резьбы у них

выполнены по наружной высадке (рис. 4.1).

Прочность обсадных труб, как и всех труб нефтяного сортамента,

зависит от марки стали и характеризует группу прочности труб. Груп-

па прочности обозначается буквами Д, К, Е, Л, М, Р и Т. В таблице

приведены основные механические свойства материала обсадных

РУ6.

-123-

Рис.4.1. Конструкция обсадных труб ОТТМ, ОТТГ, ТБО

Таблица 3

Вопрос 4.2. Назначение и конструкция колонных

головок

На устье скважины обсадные колонны обвязываются, т. е. соеди-

няются частью оборудования скважины, называемой колонной голов-

кой.

Колонная головка (рис. 4.2) жестко соединяет в единую систему

все обсадные колонны скважины, воспринимает усилия от их веса

и передает всю нагрузку кондуктору. Она обеспечивает изоляцию

и герметизацию межколонных пространств и одновременно доступ

к ним для контроля состояния стволовой части скважины и выпол-

нения необходимых технологических операций. Колонная головка

служит пьедесталом для монтажа эксплуатационного оборудования,

спущенного в скважину. Во время бурения на ней монтируются пре-

венторы противовыбросового оборудования, демонтируемые после

окончания бурения.

Конструктивно колонная головка - это сочетание нескольких свя-

занных между собой элементов - катушек или крестовин, несущих

обсадные колонны. Число этих элементов зависит от числа обсадных

колонн скважины.

-124-

Колонные обвязки устанав-

ливаются на устье скважины

последовательно по мере спус-

ка и цементирования обсадных

колонн. Они подбираются

с учетом максимального пласто-

вого давления, ожидаемого при

бурении следующего за обса-

женным интервала скважины.

Конструкция колонных об-

вязок позволяет восстанавли-

вать нарушенную герметиза-

цию межколонного кольцевого

пространства путем нагнетания

специальных паст или само-

твердеющих пластиков.

Условия работы колонной

головки достаточно сложны:

нагрузка от веса обсадных ко-

лонн может превышать в глубо-

Рис 4

Колонная головка

ких скважинах несколько сот килоньютонов. Элементы колонной

головки воспринимают также давление от среды, контактирующей

с ними. При наличии в пластовой жидкости или газе H

S, C0

или

при сильной минерализации пластовых вод колонная головка под-

вергается их коррозионному воздействию. В глубоких скважинах при

закачке теплоносителей их стволы и колонные головки нагреваются

до 150-250 °С, в условиях Севера могут охлаждаться до температур

ниже минус 60 °С.

Нарушение надежности колонной головки неизбежно приводит

к серьезным авариям, нанесению ущерба окружающей среде, а в от-

дельных случаях может быть причиной возникновения пожаров,

взрывов, несчастных случаев.

Колонные головки, особенно многоколонных скважин, имеют

большие массы и вертикальные габариты. Высокая их металлоемкость

и большая потребность в них приводят к необходимости расхода на

их изготовление больших количеств стали, причем легированной.

С увеличением вертикального габарита колонной головки усложня-

ется обслуживание скважины.

Колонная головка для обвязки двух колонн (см. рис. 4.2.) состоит

из корпуса 4, навинченного на обсадную трубу 6. Внутренняя повер-

хность корпуса коническая, и в ней размещены клинья 3, удержива-

ющие внутреннюю колонну обсадных труб 7. На фланце корпуса ус-

тановлена катушка 1, надетая на трубу и обычно сваренная с ней.

125

Рис. 4.3. Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКК:

1 - крестовина; 2, 4, 5, 8, и 9 - пакеры; 3, 6, и 10- подвески; 7 - манифольд нижней

(средней) промежуточной колонной головки; 11 - манифольд нижней колонной

головки; 12 - нижняя колонная головка; 13, 15 и 16 - нагнетательные клапаны;

14 - промежуточная (средняя) колонная головка; 17 - манифольд промежуточной

(верхней) колонной головки; 18 - промежуточная (верхняя) колонная головка

126

Катушка болтами соединена с корпусом. Межтрубные пространства

разобщаются уплотнениями 2. На колонной головке предусмотрена

задвижка 5 для обеспечения доступа в затрубное пространство. Вер-

тикальный размер такой колонной головки около 1 м. Масса в зави-

симости от диаметра обсадных труб до 500...550 кг.

Такими головками оборудуются скважины глубиной до 1500...2000 м

с давлением до 25 МПа.

Изготавливают колонные головки для оборудования скважин и с

большим числом обсадных колонн: трех-, четырех- и пятиколонных.

Принципиальные и конструктивные схемы таких колонных головок

аналогичны.

Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКК рассчитано

на давление 21, 35 и 70 МПа. Оно предназначено для подвешивания

двух и более обсадных колонн кондуктора (на резьбе или на сварке),

технических и эксплуатационной, а также для герметизации и разоб-

щения межколонных пространств с помощью упругих уплотнений.

Оборудование типа ОКК состоит из отдельных сборочных еди-

ниц - колонных головок. Нижняя колонная головка (ГНК), присое-

диняемая непосредственно к верхнему концу обсадной колонны (кон-

дуктору), выпускается в трех исполнениях.

Колонные головки устанавливают на устье скважины последова-

тельно по мере спуска и цементирования обсадных колонн. Их под-

бирают с учетом максимального пластового давления, ожидаемого

при бурении следующего за обсаженным интервала скважины.

Оборудование типа ОКК (рис. 4.3) состоит из нижней, промежу-

точной - первой, второй и третьей (верхней) колонн.

Обвязка обсадных колонн осуществляется с помощью клиньевых

подвесок и пакеров.

Вопрос 4.3. Конструкция трубных головок

Трубная головка предназна-

чена для подвески НКТ и герме-

тизации пространств между

ними и обсадной эксплуатацион-

ной колонной, а также для заме-

ра затрубного давления и прове-

дения исследовательских и ре-

монтных работ в скважине. При

оборудовании скважины двумя

концентричными колоннами

НКТ (двухрядная конструкция

подъемника) трубы большего Рис. 4.4. Трубная головка

127-

диаметра подвешиваются на резьбовом соединении нижнего тройника

(крестовины), который устанавливается на крестовину, герметизиру-

ющую затрубное пространство. Трубы меньшего диаметра подвеши-

ваются на резьбе переводника (стволовой катушки), размещаемом над

тройником. При однорядной конструкции подъемника нижний трой-

ник не ставится и трубы, подвешиваемые к нему, не спускаются. При-

меняется также муфтовая подвеска труб.

Вопрос 4.4. Фонтанная арматура

Фонтанная арматура выполняет несколько функций, главные из

которых: удержание на весу колонны НКТ, спущенной в скважину,

а при двухрядном подъемнике - двух колонн, герметизация затруб-

ных пространств и их взаимная изоляция, обеспечение возможности

регулирования режима работы скважины в заданных пределах, непре-

рывности ее работы и исследования скважины путем измерения пара-

метров ее работы как внутри самой скважины, так и на поверхности.

Отказы, а тем более разрушение фонтанной арматуры приводят

не только к нарушению эксплуатации скважины, но и к авариям, от-

крытому фонтанированию.

Рис. 4.5. Этапы совершенствования оборудования для эксплуатации

скважин фонтанным способом:

1 - манометр «буферный»; 2 - задвижка: 3 - штуцер-дроссель;

4 - фонтанный подъемник; 5 - трубная головка фонтанной арматуры;

6 - елка фонтанной арматуры; 7,8- тройник; 9 - манометр; 10, 11 - задвижка;

12, 14 - задвижки-дублеры; 13- задвижка стволовая; 15 - пакер

-128-

Создание и серийное производство фонтанной арматуры для сква-

жин больших глубин (5000-7000 м) при анормальных пластовых дав-

лениях и дебитах от нескольких сот до тысяч кубометров в сутки

жидкости или миллионов кубометров в сутки газа с большим содер-

жанием абразива и агрессивных компонентов с высокими темпера-

турами превращается в задачу большой научной, инженерной и про-

изводственной сложности.

Современная фонтанная арматура - результат многолетних работ

конструкторов и изготовителей по совершенствованию устьевого обо-

рудования этого вида эксплуатационной скважины (см. рис. 4.5).

Необходимость в фонтанной арматуре возникла в связи с нача-

лом применения подъемника и устройств для регулирования расхо-

да (дебита) жидкости или газа фонтанной скважины с помощью дрос-

селей, получивших название штуцеры, а также для контроля давле-

ния жидкости или газа в подъемнике на устье (буфере) скважины.

Для этого сначала применялась простейшая фонтанная арматура (см.

рис. 4.5, б), включающая тройник, запорное устройство, вентиль, ма-

нометр, штуцер; запорное устройство использовалось при смене шту-

цера. Необходимость смены штуцера без остановки скважины при-

вела к появлению арматуры с двумя выкидными линиями - струна-

ми. Эта арматура (см. рис. 4.5, в) состоит из трех тройников и трех

запорных устройств и штуцеров, сочетание которых начали называть

фонтанной елкой.

Необходимость в контроле давления в межтрубном пространстве

в более удобной и надежной системе подвески фонтанного подъем-

ника привела к дополнению фонтанной арматуры узлом 5, состоя-

щим из тройника, запорного устройства, вентиля и манометра, полу-

чившего название трубной головки и служащего для удержания ко-

лонны подъемных труб. С этого момента фонтанная арматура начала

изготовляться из двух главных частей - елки и трубной головки.

Изнашивание узлов арматуры в скважинах с большими дебитами

и высокими давлениями при наличии в пластовой жидкости или газе

даже небольших количеств механических примесей привело к необ-

ходимости установки дополнительных запорных устройств по ство-

лу арматуры. Необходимость спуска в подъемник работающей сква-

жины измерительных приборов, средств депарафинизации обусло-

вила дополнение елки арматуры лубрикатором, а для его установки

или смены введение еще одного стволового запорного устройства.

Такая арматура способствовала дальнейшему увеличению и верти-

кального ее размера.

Эксплуатация скважин в особо тяжелых условиях вследствие

высоких дебитов, давлений, агрессивности сред, высокой температу-

ры, большого количества абразива сделали необходимым наличие

-129-

в фонтанной арматуре резервных элементов, прежде всего наиболее

часто отказывающих запорных устройств. Фонтанная арматура при

этом еще более усложнилась (см. рис. 4.5, г), а ее размеры стали еще

большими, что привело к усложнению обслуживания скважины.

Для уменьшения габарита фонтанной арматуры была разработа-

на арматура, построенная не из тройников, а из крестовин, что позво-

лило улучшить ее уравновешенность и упростить обслуживание.

Разработан стандарт, который регламентирует схемы фонтанных

арматур, проходные размеры, ряд рабочих и испытательных давле-

ний, исполнения, а также размеры, что позволяет резко сократить

номенклатуру и унифицировать элементы арматуры.

ГОСТом предусмотрено соотношение диаметра условного проход-

ного отверстия и давлений (таблица 4):

Таблица 4

Dy, мм

Р, МПа

35 - 105

7-70

21 -70

100

21 -35

150

21 -35

Перед освоением в фонтанную скважину спускают насосно-ком-

прессорные трубы, а на колонную головку устанавливают фонтан-

ную арматуру. Для последующей эксплуатации монтируют мани-

фольд и прокладывают выкидную линию.

Фонтанные арматуры изготавливают (ГОСТ 13846-84) по вось-

ми схемам (рис. 4.6) для различных условий эксплуатации. Их клас-

сифицируют по конструктивным и прочностным признакам:

1) рабочему давлению (7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа);

2) схеме исполнения (восемь схем);

3) числу спускаемых в скважину труб (один и два концентрич-

ных ряда труб);

4) конструкции запорных устройств (задвижки и краны);

5) размерам проходного сечения по стволу (50... 150 мм) и боко-

вым отводам (50... 100 мм).

Крестовая арматура (рис. 4.7, а) для скважин, не содержащих аб-

разив, с проходным (условным) отверстием 50 мм, рассчитана на ра-

бочее давление 70 МПа.

Елка арматуры имеет два сменных штуцера, что позволяет быст-

ро их заменять. Арматура рассчитана как на однорядный, так и на

двухрядный подъемник, в последнем случае используется другая

трубная головка.

Тройниковая арматура (рис. 4.7, 6) для скважин содержащих аб-

разив. Трубная головка, кроме крестовины 1, имеет тройник 2, что

позволяет нести два ряда НКТ. На арматуре, рассчитанной на боль-

шое давление, на боковых отводах установлено не по одной, а по две

-130-