Яремійчук Р.С., Возний В.Р. Освоєння та дослідження свердловин

Подождите немного. Документ загружается.

Освоєння свердловин

РОЗДІЛ

В промисловій практиці застосовують колонні головки

двох

типів:

клинову (рис.

7.1)

ГКК

муфтову ГКМ (рис.

7.2).

Найбільше поширення отримала колонна головка клинова. Вона

призначена

для

обв'язки

двох

колон

проміжної

експлуатаційної

або

експлуатаційної

та

кондуктора (табл.

7.1).

Колонні

головки випробовують на герметичність опресовкою води

на

робочий тискзгідно

паспортними даними,

також на міцність корпусу

на

пробний тиск згідно

приведеними нижче даними.

Робочийтиск,

МПа 7; 14; 21; 35; 70; 103

Пробний

тиск при умовному

діаметрі прохідного перерізу

фланця

головки, який при-

єднується

до

обсадноі колони;

мм

350

2Рроб

350 1,5

Рроб

Після

встановлення колонної головки

на

гирлі газової свердловини

її опресовують газоподібними агентами

такому порядку:

1) через міжколонний простір гирло свердловини опресовують

на

тиск, який відповідає допустимому внутрішньому тиску проміжної ко-

лони,

але не

вище тиску, який може викликати поглинання рідини;

2) після такої операції

слід

встановити

на

неї

трубну

головку фонтан-

ної арматури, понизити рівень рідини

колоні

вдруге

опресувати газом

(повітрям) колонну головку

на

максимальний робочий тиск обсадноі

колони,

на

якій встановлена колонна головка,

дати витримку тиску

не

менше

хвилин;

при

опресовках колонної головки

не

повинно

бути

втрати

газу.

Таблиця

7.1

Характеристика колонних головок

клиновою підвіскою

Типо-

розмір

колон-

ної ГОЛО-

ВКИ

180x140

-168

230x70-

194

230x140

-194

Макси-

маль-

ний

діаметр

розточ-

ки

в го-

ловці

під ко-

лонну

підвіс-

ку,

мм

180

230

Робо-

чий

тиск,

МПа

Умов-

ний

діаметр

обсад-

них

труб.

на

які

всгано-

люють-

ся

голо-

вки,

мм

168

194

Висота

корпу-

су

ко-

лонної

голов-

ки,

мм

(не

більше)

440

500

Діаметр,

мм

прохід-

ного

от-

вору

корпу-

су голо-

вки

162

177

мак-

сима-

льний

зов-

нішній

корпу-

су

під-

віски

177

237

умов-

ний

ко-

лони

труб,

яка

підві-

шуєть-

ся

на

колон-

ній

го-

ловці

114;

127

114;

127

114;

127

182

РОЗДІЛ

Освоєння свердловин

Продовження

табл.

7.1

230x70-

219

230x140

-219

230x210

-219

230x350

-219

280x140

-245

280x210

-245

280x350

-245

280x140

-273

280x210

-273

280x350

-273

350x140

-299

350x210

-299

350x350

-299

350х14С

-324

350х21(

-324

350x351

-324

230

280

350

)

350

)

350

219

245

273

299

324

510

520

550

560

570

550

560

570

550

560

570

540

550

570

203

227

252

279

303

277

345

114;

127

140;

146

114;

127

140;

146

168

114;

127

140;

146

168;

194

140;

146

168;

194

219

140;

146

168;

194

219;

245

183

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ

Продовження

табл.

7.1

425х14С

-377

425x21С

-377

425x350

-377

425x140

-426

425x210

-426

425x350

-426

520x140

-478

520x210

-478

520x140

-500

520x210

-500

520x140

-530

520x210

-530

•

425

520

377

426

478

500

530

540

580

600

540

580

600

580

590

356

400

455

500

420

515

168;

194

219;

245

273;

299

168;

194

219;

245

273;

299;

324

299;

324

351;

277;

407

299;

324;

351

377;

407;

426

299;

324;

351

377;

407;

425

184

РОЗДІЛ

Освоєння

свердловин

Рис-

7.1. Колонна головка клинова ГКК

- фланець котушки; 2 - пробка; 3 - корпус головки; 4 - гумові

ущільнюючі кільця; 5 - пакер; 6 - клини; 7 - патрубок; 8 - експлуатаційна

колона; 9 - фланець для установки головки на гирлі; 10 - фланець

проміжної

колони.

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ 7.

Рис.7.2. Головка колонна муфтова ГКМ

/ -

корпус

головки;

2 -

металічна

манжета;

3 -

гумові

кільця;

4,6-

фланці;

5 -

півкільце;

7 -

муфта

для

підвіски

експлуатаційної

колони;

манометр;

9 -

патрубок

фланцем;

10- кран.

186

РОЗДІЛ 7.

Освоєння

свердловин

на

герметичність

Після

цементування, в

тому

числі після ремонтного цементування, а

також гісля встановлення цементних мостів для ізоляїш вже випробу

* облетів кожна колона повинна піддаватися випробуванню для

оейірки якості цементування, визначення її міцноеп і герметичності.

ВиЦбування

передбачає перевірку: розташування цемент,£ об-

салною колоною і контакту цементного каменю з обсадними трубами і

пГодою Герметичності цементного кільця проміжно, обсадної колони

або кондукїора, на яких встановлено противикидне обладнання,

міцності і герметичності

всіх

обсадних колон тиском.

Ковдктори і проміжні колони випробовують на герметичність у

відповідності з

діючою

інструкцією і оформляють це актом.

ВиТробування на герметичність експлуатаційних колон є

дуже

важ-

ливим дає воно визначає надійність наступного виклику притоку і

експлуатації свердловини. Воно проводиться в свердловинах:

1^ су^ьними колонами з фільтром (з манжетним Цементуван-

ням)

або з відкритою ділянкою

стовбура

свердловини нижче башмака -

Гля перевір^розташування цементної

склянки,

а при необхідності -

ПІҐЛЯ

ЇЇ підбурювання до встановленого мінімуму 11 висоти;

2) з к^оГми зацементованими ступенево або секціями: перше

випробув^нвл після закінчення терміну очікування затвердіння цементу

випрооування^ _ _ ^ ступеня, а пізніше після розбурювання це-

ки

кожної секції; останнє випробування проводять після

нижньої цементної склянки до встановленого мінімуму

Експлуатаційні колони випробовують на герметичність:

іГпіоія спуску і цементування - створенням тиску з попередньою

заміною глинистого розчину на

воду,

якщо вода не

була

рідиною про-

давки ^свердловині, де при випробуванні і на початку

ексшіуатад»

вдоачається

відсутність

надлишкового тиску, експлуатаційну колону

додатково випробовують зниженням рівня води;

" встановлення цементних мостів для випробування вище

горизонтів - тиском з попередньою заміною глинистого

водою і тим способом, яким був викликаний приток при вип-

^«.-л попереднього ізольованого пласту (зниженням рівня за допо-

могою компресора, аерацією рідини, тощо);

чн

„

енням

3) після ремонтних цементувань під тиском - тиском

тл

зниженням

РІВ

Прїїинробуванні колони на герметичність внутрішній тиск на

труби

колони

(Роп 2)

слід

створювати з розрахунку перевищення не менше^

а10% максимально можливого в них внутрішнього робочого тиску

2) яке може виникнути при бурінні, випробуванні, експлуатації і

^'свердловин. Максимальні значення внутрішніх робочих тисків

(Р

г 1 для секцій колон, складених з однотипних

труб,

визначаються

для глибин, які відповідають фактичній верхній границі цих секцій в

__ _ — — — Ї87

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ 7.

свердловині (Інструкція по розрахунку обсадних колон для нафтових і

газових свердловин, КуЙбишев, 1070 р.).

Верхню

секцію колони при випробуванні на герметичність необхідно

перевірити при внутрішньому тиску на гирлі колони

Роп г = 11 Рв /, але не нижче вказаних величин ( Роп н ), тобто

Роп г ^ Роп И (тут Роп н - надлишковий внутрішній тиск на гирлі

при

випробуванні верхньої секції на герметичність).

Таблиця 7.2

Зовнішній

діаметр

колони,

мм

Мінімально необхідний

тиск, МПа (не менше)

оп.н

Роп.г

377-

420

273-

351

219-

245

170-

194

7,5

8,5

141-

146

168

114-

127

Надлишкові внутрішні тиски, що

діють

на

труби

секцій колони при

її випробуванні на герметичність,визначаються з виразу

Рви 2 = Роп 2 ~ Рз 2 , (7.1)

приймаються як розрахункові для перевірки міцності колони (із запа-

сом не менше п - 1,15 для

труб

виробництва заводів країн СНД

діаметром до 219 мм включно та я = 1,52 для

труб

діаметром понад 219

мм) на внутрішній тиск.

Тут Рвн £, - внутрішній надлишковий тиск при випробуванні обсад-

них колон на герметичність, МПа;

Рз г ~ зовнішній тиск на колону на глибині 2, МПа (визна-

чається за пластовим тиском або за тиском стовпа рідини в затрубному

просторі в кінці зони цементування з врахуванням розгрузки цементно-

го кільця при внутрішньому тиску Роп г)

•

Мінімально необхідний тиск на гирлі обсадної колони при випробу-

ванні

на герметичність будь-якої її секції з верхньою границею на гли-

бині

2. визначається з виразу

Роп Г = Роп 2 - ррЕ 1 , (7.2)

де Роп г = 1.1 Рв г ; Рр - густина рідини; 2, -

віддаль

до гирла

свердловини від перерізу колони, що розглядається, м.

ОбсаднІ

труби

експлуатаційних і відповідальних проміжних колон до

спуску їх в свердловину повинні піддаватися

гідро

випробуванням (на

трубній базі або безпосередньо на свердловині) з витримкою під тиском

не

менше 30 с при внутрішньому тиску Роп 2, який перевищує не

менше,

ніж на 5% внутрішній надлишковий тиск Р

вн

г, який діє на

труби

колони при її випробуванні на герметичність в свердловині, тобто

Роп 2 = 1.05 Рвн 2- В будь-яких випадках тиск гідрови пробування на

поверхні не повинен

бути

меншим від вказаних вище величин.

РОЗДІЛ 7.

Освоєння

свердловин

Вважається, що колона витримала випробування на герметичність

опресовкою, якщо після заміни розчину на

воду

відсутні

перелив рідини

або виділення

газу

з колони, а також якщо нема зменшення тиску на

протязі ЗО хвилин , або якщо тиск зменшується не більше, ніж на 0,5

МПа

при тиску випробування вище 7 МПа І не більше, ніж на 0,3 МПа

при

тиску випробування менше 7 МПа.

Спостереження за зміною тиску починається через 5 хвилин після

створення необхідного тиску.

При

випробуванні на герметичність методом зниження рівня ос-

танній повинен

бути

зниженим до величин, які вказані нижче або до

рівня на

40-50

м нижчого від того, при якому передбачається виклик

припливу з об'єкта, який

буде

випробовуватися або експлуатуватися.

Таблиця 7.3

Глибина знаходження

штучного вибою, м

Зниження

рівня, м

(не

менше)

500

400

500-

1000

500

1000-

15Д0

650

1500-

2000

800

2000

1000

усіх

випадках зниження рівня не повинно перевищувати значення,

при

якому наявний гідростатичний тиск рідини в колоні може виклика-

ти надлишковий зовнішній тиск на неї вищий, ніж гранично допусти-

мий

на зминання.

В свердловинах, що заповнені перед цементуванням глинистим роз-

чином з густиною 1400 кг/м~ та вище, замість випробування герме-

тичності колони зниженням рівня заміняють глинистий розчин на

воду

впродовж однієї години після стабілізації температури констатують

відсутність

переливу рідини або виділення

газу

(якщо заміна розчину на

воду

не викликає небезпеки змяття колони).

При

випробуванні методом зниження рівня колона вважається гер-

метичною в

тому

разі, якщо підвищення рівня, зниженого до вказаної

величини,

за 8 годин спостереження не перевищить величини, вказаної

таблиці 7.4.

Рівень міряють апаратом Яковлєва або іншими приладами через З

години після зниження рівня для того, щоб виключити вплив стікання

рідини з стінок колони на результати вимірів.

Якщо рівень рідини в колоні впродовж 8 годин підніметься більше,

ніж вказано в таблиці, то повторюють вимір, і якщо він підтверджується,

то колона признається негерметичною і для неї плаігуються роботи по

встановленню причини цього; розробляються заходи по ліквідації не-

герметичності.

іао

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ 7.

Таблиця

7.4

Зниження

рівня на гли-

бину, м

Підняття

рівня, м

(не

більше) за 8 годин

при

зовнішньому діаме-

трі колони, мм

114-219

>219

<400

0,8

0,5

400-

600

ІД

0,8

600-

800

1,4

ІД

800-

1000

1,7

1,3

>1000

2,0

7.1.3. Обладнання гирла свердловин фонтанною

арматурою

До початку випробування свердловини на її гирлі, крім колонної

головки, повинна

бути

встановлена стальна фонтанна арматура. Вона

вміщує в себе з'єднання на фланцях стальних трійників, хрестовин,

котушок і запірних пристроїв (засувок, кранів). Фонтанна арматура

складається з

двох

частин (рис. 7.3): трубної головки І фонтанної ялин-

ки.

Трубна головка своїм нижнім фланцем приєднується до верхнього

фланця

колонної головки. Вона призначена для підвіски насосно-комп-

ресорних

труб

і герметизації простору між ними і експлуатаційною

колоною,

а також для подачі через бокове відгалуження хрестовини води,

нафти

або

газу

в кільцевий простір між трубами ґїри виклику притоку і

заглушенні (затискуванні) свердловини.

Фонтанну ялинку (верхню частину фонтанної арматури) встановлю-

ють на трубну головку. Фонтанна ялинка призначена для контролю І

регулювання роботи свердловини, направлення

руху

пластового флюїду

викидну лінію, подачі в свердловину рідини або

газу

при виклику

притоку і заглушенні свердловини.

До встановлення на гирлі свердловини фонтанна арматура

піддається гідравлічному випробуванню на пробний тиск, що в два рази

більшим від паспортного робочого тиску. При цьому всі засувки, крім

верхньої, повинні

бути

відкритими.

Після

встановлення арматури її верхню частину (ялинку) випробо-

вують

на тиск, рівний пробному тиску, встановленому для даної арма-

тури, при закритих нижній стовбуровій і бокових засувках (кранах).

Ялинку опресовують через отвір для манометра на буфері з витримкою

під тиском на протязі 15 хвилин.

190

РОЗДІЛ

Освоєння

свердловин

а)

трійникова

фонтанна

ялинка; б)

хрестоеинна

фонтанна

ялинка,

13-хрестовина;

2-фланцеві

з'єднання;

3-трійник;

4-стовбур;

5-патрубок;

6,7,12

-засувки;

8-штуцер;

9 -

лубрикатор;

10,11-

манометр.

Рис. 7.3

Трубну головку фонтанної арматури, встановивши на гирлі свердло-

вини

пресують тиском, який допускається для пресування експлуа-

таціЙної колони.

Освоєння

свердловий

. РОЗДІЛ 7.

Після

монтажу фонтанної арматури на гирлі свердловини перед по-

чатком роботи слід перевірити: плавність роботи затвора всіх засувок;

наявність

чмазки (провести контрольне набивання змазкою вузлів

ущільнення затвора і корпусу засувки); відповідність стрілки на корпу-

сах засувок напрямку потоку пластового флюїду із свердловини; пра-

вильність розміщення вказівки "відкриття-закриття" затвора засувки;

затяжку всіх фланцевих з'єднань і при необхідності підтягнути шпильки.

Для надійної роботи кожної засувки після повного її закриття не-

обхідно на 1/4 оберту повернути маховик в напрямку відкриття.

Фонтанну

арматуру розрізняють за конструктивними та ознаками

міцності:

1) робочому або пробному тиску

(70-105

МПа);

2) розмірах прохідного перерізу стовбура ялинки

(50-150

мм);

3) конструкції фонтанної ялинки (хрестового і трійникового типів);

4) числу рядів труб, що спускаються в свердловину (одно або дво-

рядні);

5) виду запірних пристроїв (засувки або

крани);

6) стійкості в середовищі двоокису вуглецю (корозійно стійке і зви-

чайне

виконання).

У відповідності з ГОСТ

13846-74

фонтанні арматури випускають

трійникового тину на робочі тиски 7,14, 21 та 35 МПа і хрестового типу

на

робочі тиски 14, 21, 35, 70 та 105 МПа.

В таблиці 7.5 приводяться основні параметри фонтанної арматури за

цим

ГОСТом.

Таблиця

7.5

Діаметр

стовбура

ялинки,

мм

умов-

ний

прохід-

ного

от-

вору

100

150

номі-

наль-

ний

104

152

Умовний

діаметр

прохідного

перерізу

боко-

вих

отворів

фонтанної

ялинки

50, 65*

65,80*

100

Робочий

тиск,

МПа

165

виготовляється за замовленням споживача.

Фонтанні

арматури з діаметрами стовбура

100-150

мм передбачені

для високодебІтних нафтових і газових свердловин.

Існують такі типові схеми обладнання гирла свердловин фонтанни-

ми

арматурами (рис. 7.4 та табл. 7.6).

192 "'"

РОЗДІЛ 7.

Освоєння

свердловин

]Ч>Ф<]>

0 5

римо

5 0 ї

І 0

X 0

а -

схема

І; б -

схема

2а; в -

схема

За; г -

схема

4а; д -

схема

5а;

є -

схема

6а; 1 -

манометр;

2 -

трьохходоеий

кран; 3 -

верхній

буфер;

4 -

запірний

пристрій;

5 - трійник; 6 -

штуцер;

7 -

планшайба;

хрестовина

трубної

головки; 9 -

верхній

фланець

колонної

головки;

10 -

нижній

буфер;

11 -

хрестовина

фонтанної

ялинки.

Рис. 7.4

У всіх схемах для підвішування двох рядів насосно-компресорних

труб

допускається виконання трубної головки з додатком вузла,

який

складається з трійника і запірного пристрою, що встановлюється між

193

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ 7.

перехідником трубної головки (планшайбою) і хрестовиною трубної

головки.

Робочий

тиск фонтанної арматури повинен відповідати максималь-

ному тиску,

який

очікується на гирлі свердловини.

Таблиця

7.6

№

схе-

2а

За

4а

5а

6а

Ро-

бо-

тиск,

мм

14;

21;

14;

21;

14;

21;

14;

21;

70;

105

70;

105

70;

105

70;

105

Фонтанна

ялинка

умовний

діаметр

прохідного

отвору, мм

50; 65; 100

50; 65

кон-

струкція

трійни-

кова

трійни-

кова

трійни-

кова

трійни-

кова

трійни-

кова

хрестова

Трубна

головка

одно-

рядна

одно-

рядна

Дво-

рядна

одно-

рядна

дво-

рядна

одно-

рядна

дво-

рядна

одно-

рядна

дво-

рядна

одно-

рядна

дво-

рядна

Число

основних

деталей

за-

су-

вок

трій-

ни-

ків

хре-

сто-

вин

РОЗДІЛ 7.

Освоєння

свердловин

Схему і число вихідних ліній фонтанної арматури вибирають в за-

лежності від характеристики свердловини. Найчастіше для нафтових

фонтанних

і газових свердловин застосовують арматури з двома викид-

ними

лініями трійникового типу. Фонтанні арматури з однією викид-

ною

лінією звичайно використовують для компресорних свердловин

або ж фонтанних з невеликим гирловим тиском та такі, що не містять в

своїй продукції піску.

Фонтанна

ялинка у випадках очікуваних

дуже

великих тисків і вмісту

продукції великої кількості піску переробляється на місці під три

викидні

лінії.

Крім

основної центральної засувки, над хрестовиною встанов-

люється

друга

центральна або запобіжна засувка, яка при роботі завжди

відкрита і закривається лише в аварійних випадках. Для аварійних ви-

падків передбачається встановлення

другої

засувки між викидами

(струнами) і

других

засувок - на хрестовині, трійнику і струнах.

Під

час роботи фонтанної свердловини слід повністю відкривати і

закривати

будь-яку засувку або кран фонтанної арматури.

Верхня викидна лінія ялинки завжди використовується як робоча,

нижню

викидну лінію слід вводити в дію лише при зміні робочого

штуцера або зношених деталей обладнання, розміщеного вище запас-

ного викиду.

В арматурі на фланцях бокових стовбурів і котушці трубної головки

передбачені отвори для подачі інгібіторів в затрубний простір і в стовбур

ялинки,

а на котушках бокових відводів - отвори під кишеню для виміру

температури середовища і вентилі під манометри для виміру тиску.

Для регулювання режиму роботи свердловини передбачений штуцер

сураханського типу,

який

при необхідності можна замінити кутовим

регульованим штуцером. В даному випадку режим роботи свердловини

регулюють шляхом зміни площі кільцевого проходу між насадкою І

кінцевиком.

Контроль проводиться за показами манометрів на буфері і

після

дроселя.

Для обладнання гирла свердловин, з яких видобувається продукція з

СО,

що приводить до корозії металу, завод "Красний молот" (Грозний)

створив фонтанну

арматуру,

яка виконана за схемою N6 ГОСТ13846-74

на

робочий тиск 70 МПа.

7.1.4.

Об'язка надземного обладнання при

випробуванні та дослідженні свердловин

Після

встановлення на гирлі свердловини фонтанну арматуру

обв'язують системою трубопроводів (маніфольдом), яка є не менш важ-

ливою частиною обладнання фонтанно-компресорних свердловин, ніж

сама фонтанна арматура. Обв'язка свердловини повинна мати добру

маневреність і дозволяти швидко і безпечно проводити всі без винятку

операції по випробуванню, дослідженню, експлуатації та обслуговуван-

ню

свердловин:

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ 7.

1) переключати струмінь рідини з робочої (верхньої) в запасну (ниж-

ню) струну при перевірці і зміні штуцера, перевірці і ремонті самих

струн, штуцерних камер і засувок, а також при інших ремонтних робо-

тах;

2) при бурхливих газових проявленнях швидко приєднати необхідну

кількість потужних агрегатів і глушити свердловину;

3) ремонтувати і очищувати вихідні лінії, сепаратори без зупинки

свердловин;

4) закривати свердловини під тиском при повному виході з

ладу

арматури;

5) переключати струмінь рідини в тимчасові амбари;

6) приймати продукцію, що рухається як по насосно-компресорних

трубах,

так і по затрубному просторі.

схему

обв'язки свердловини входять:

1) дві викидні лінії (робоча і запасна) діаметром 73 мм, які служать

для встановлення штуцерів, манометрів, термометрів тощо;

2) продавочна лінія діаметром 73 мм довжиною не менше 25 м, яка

приєднується до засувки на хрестовині трубної головки фонтанної ар-

матури і яка служить для затискування свердловини (при необхідності)

водою або глинистим розчином;

3) викидна лінія діаметром 73 мм, яка приєднується до крана висо-

кого тиску на міжколонному просторі (між експлуатаційною та

проміжною колонами).

Від маніфольда прокладаються два викиди, один з яких йде через

сепаратор на факел, а другий - прямо в факел.

Для кращої очистки

газу

іноді застосовується двоступенева сепа-

рація,

при якій газ пропускається через два включених послідовно або

паралельно сепаратори.

При

випробуванні та освоєнні нафтових свердловин від сепаратора

(трапу) повинен

бути

прокладений нафтопровід для збору або спалю-

вання

нафти. Викидні струни, всі трубопроводи, сепаратор з обв'язкою

після

монтажу повинні

бути

випробувані гідравлічним тиском, рівним

півтораразовому робочому тиску.

При

дослідженні газових свердловин перед входом в сепаратор вста-

новлюють регулюючий штуцер, а для створення необхідного протити-

ску в сепараторі на факельній лінії, яка йде від сепаратора - швид-

козмінний

штуцер; місце його встановлення вибирають на доступній

відстані від факела.

Встановлювати штуцер близько від сепаратора не рекомендується,

щоб не забити викид гідратами. В такому ж порядку вибирається місце

для штуцера на викиді,

який

йде прямо на факел.

При

дослідженні нафтових свердловин регулюючий штуцер ставлять

перед входом в сепаратор. При роботі свердловини, минаючи сепаратор,

штуцер може

бути

встановлений на фонтанній арматурі в штуцерній

камері.

Тиск

контролюється манометрами: на колонній головці (мІжколон-

ний

простір), на буфері хрестовини фонтанної арматури (затрубний

_______-_______„ __^____—„

РОЗДІЛ 7.

Освоєння

свердловин

простір),

на буфері фонтанної ялинки (трубний простір), на обох

вики-

дах, на сепараторі (трапі).

Для контролю температури

газу

термометричні кишені повинні

бути

встановлені в таких місцях;

1) для виміру температур

газу

в затрубному просторі - на буфері

хрестовини фонтанної арматури;

2) для виміру температури струменю

газу

- на обох викидах і на

газовій лінії за сепаратором.

Для отримання надійних результатів виміру тиску і перепаду тиску

застосовують манометри підвищеної точності (взірцеві пружинні, пор-

шневі,

рідинні), захищаючи їх від механічних пошкоджень, вібрацій,

засмічування, корозії.

На

трубопроводах і на обв'язці сепаратора (трапу) повинні встанов-

люватися стальні засувка і вентилі відповідного тиску. Викидні лінії,

хрестовини, трійники повинні

бути

заводського виготовлення. Вся

обв'язка

робиться з насосно-компресорних

труб

з надійним

кріпленням,

щоб запобігти їх розрив і зв'язаний з ним травматизм.

В таблиці 7.7 приведені основні параметри газових сепараторів, що

випускаються за ОСТ

26-02-645-72.

Таблиця

7.7

Сепара-

тор

Центро-

біжний,

регульо-

ваний

Жалю-

зійний

Сітча-

стий

Гип

1,П

п,

Шифр

апара-

ту

ЦРС

ГЖ

ГС

Робо-

чий

тиск,

МПа

6; 4; 10;

6; 4; 10

0,6; 1,0;

1,6; 2,5;

4,0; 6,4;

8,0

Пропу-

скна

мож-

ливість,

/добу

500

1000

500

Кое-

фіці-

єнт се-

парації

Г\с

0,83

0,93

0,98

Спосіб

монтажу

Горизон-

тальний

Верти-

кальний

Верти-

кальний

горизон-

тальний

На

газових (газоконденсатних) свердловинах з пластовим тиском 10

МПа та вище встановлюється сепаратор натиск не нижче 6,4 МПа з тим,

щоб забезпечити максимальну конденсацію важких вуглеводів.

Нафтові

сепаратори бувають різних конструкцій (горизонтальні,

вертикальні, циліндричні, сферичні, гравітаційні, центробіжні, інерційні

тощо),

але всі вони мають такі основні секції: сепараційну (для

відділення нафти від газу); осадчу (для додаткового виділення

газу,

який

РОЗДІЛ

Освоєння

свердловин

не

встиг виділитися

нафти

сепараційній секції); збору нафти

(для

збору нафти І виводу

її із

сепаратора); каплевловлюючу (для вловлюван-

ня

найдрібніших капель рідини,

що

виноситься потоком

газу

за

межі

сепаратора).

На

нафтових свердловинах ставиться сепаратор на тиск

не

менший

2,5

МПа.

7.1.5.

Вибір конструкції колони

насосно-компресорних

труб

Конструкції колон бувають суцільні (однороз мірні)

та

комбіновані

(дво-, трьохроз мірні).

При

виборі конструкцій колон

для

глибоких свердловин необхідно

враховувати фактори, які впливають на міцність насосно-компресорних

труб:

зусилля

від

власної ваги труб;

стан різьби

труб

муфтових

з'єднань;

частоту спуско-підйомних операцій;

сили тертя

труб

та

муфт об обсадну колону, які виникають

похилонаправлених

та

викрив-

лених свердловинах

при

спуско-підіймальних операціях;

корозійне

середовище (дія агресивних вод, газів тощо);

знос стінок

труб

від тертя

об колону

роз'їдання

їх

піском

газом;

збільшення розтягуючих

навантажень

від

прихоплення піщаними кірками

металічними сальни-

ками.

Із

вказаних факторів

на

міцність насосно-компресорних

труб

най-

більший вплив виявляють розтягуючі навантаженая

від їх

власної ваги.

Ці

навантаження

головними

при

розрахунку міцності НКТ, решта

враховуються коефіцієнтом запасу міцності.

Насосно-компресорні

труби (рис.

7-5)

випускаються заводами

двох

типів:

гладкими кінцями (нерівноміцніснІ)

і з

висадженими назовні

кінцями

(рівноміцнісні).

трубах

висадженими назовні кінцями

міцність

нарізаній частиш (різьба) однакова

міцністю тіла труби

Рис.

7.5

198

РОЗДІЛ

Освоєння

свердловин

гладкому місці. Міцністьжетруб

гладкими кінцями

нарізаній частині

складає 80-85%

від

міцності труби

ненарізаній частині.

Згідно

ГОСТ

633-80

труби випускають таких умовних розмірів (по

зовнішньому діаметру):

33,42,48,60,73,89,102

та 114 мм з

товщиною

стінок

від 4 до 7

мм. Труби

ці є

безшовними

виконуються

зі

сталей

високими

механічними властивостями. Різьба

на

обох кінцях труби

однакова.

На

один кінець труби накручена муфта

заводських

умовах.

Механічні властивості сталей

для

насосно-компресорних

труб

вироб-

ництва

СНД і за

стандартами Американського нафтового інституту

(АНІ)

та

Інших фірм приведені

табл.

7.8.

Таблиця

7.8

Показники

Тимчасо-

вий

опір

розриву,

МПа

Границя

текучості

при

розтя-

гу, МПа

середня

мінімальна

макси-

мальна

Відносні

подов-

ження,

при

тов-

щині

стін-

ки

5 мм

при

тов-

щині

стін-

ки

10 мм

Група

міцності

сталі

виробництва

СНД

650

380

700

500

750

550

800

650

900

750

АНІ

та інші фірми

Н-

422

281

400

І-

507

387

562

С-

668

527

633

н-

703

562

772

Р-

105

844

738

949

199

Освоєння

свердловин

РОЗДІЛ

Продовження табл. 7.8

Тиск

вип-

робування,

МПа,

для

труб

умовним

діаметром,

мм,

102 і 114

254

24,5

ЗО

зо

Характеристика насосно-компресорних труб, що найчастіше вжива-

ються, приведена в табл. 7.9, а розміри різьбового з'єднання цих

труб

табл. 7.10.

При

підборі колон НКТ для випробування свердловин використову-

ють ряд наближених формул, що дозволяє визначити граничні допу-

стимі навантаження на труби.

Для

труб

з гладкими (невисаженими) кінцями зусилля, які руйну-

ють різьбові з'єднання (по першій верхній трубі), визначаються форму-

лою

ТібС

Осер От (7.3)

р '

- руйнуюче навантаження різьбового з'єднання, кН

(з

табл.

7.10);

де - товщина стінки труби по впадині першої повної нитки різьби,

що знаходиться в зачепленні, (з табл. 7.10,

7.11);

сер

- середній діаметр труби по першій повній нитці різьби, яка

знаходиться в зачепленні, мм (з т абл.

7.11);

От

- границя текучості матеріалу

труб

при розтязі,МПа

(з

табл.

7.10);

- довжина різьби до основної площини (нитки з повним профілем),

мм (з табл.

7.11);

сг- кут, складений напрямком опорної поверхні різьби

з віссю труби і рівний

1,0625

рад.;

<р

- кут тертя, дорівнює

0,306

рад.

200

Освоєння

свердловин