Подвеска колонны насосно-компрессорных труб на устье насосных скважин
Владельцы патента RU 2324045:
Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию. Обеспечивает повышение надежности подвески колонны насосно-компрессорных труб. Подвеска включает фланец эксплуатационной колонны, соединенный с планшайбой через уплотнительное кольцо посредством шпилечного соединения. Колонна насосно-компрессорных труб расположена эксцентрично на планшайбе с отверстием под исследовательские приборы, снабженным пробкой. В планшайбе выполнено отверстие со сферической опорой внизу под муфту колонны насосно-компрессорных труб. Муфта колонны насосно-компрессорных труб зафиксирована от смещения вверх посредством накидной гайки, соединенной с планшайбой. Разъем между муфтой колонны насосно-компрессорных труб и планшайбой загерметизирован сальником, расположенным в соответствующей полости накидной гайки. 1 ил.
Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию для систем добычи нефти и входит в устьевую арматуру насосных скважин.
Известна схема оборудования устья насосных скважин (Подземный ремонт скважин. П.Н.Лаврушко, издательство «НЕДРА», Москва, 1968 г., стр.126), включающая фланец эксплуатационной колонны, соединенный с планшайбой. В планшайбе предусмотрено резьбовое отверстие с цилиндрической резьбой под промежуточный переходной патрубок между колонной насосно-компрессорных труб и тройником, соединенным с устьевым сальником, а также отверстие для исследовательских приборов, снабженное пробкой. Введение в колонну насосно-компрессорных труб дополнительного технологического патрубка с метрической резьбой, соединенного с планшайбой, осложняет конструкцию и технологию спуско-подъемных операций, кроме того, эта метрическая резьба смонтирована без натяга и не загермитизирована, что приводит, соответственно, к расшатыванию, расслаблению резьбового соединения и пропуском газожидкостной смеси из-за трубного пространства в атмосферу.
По конструктивным и функциональным признакам наиболее близким аналогом, прототипом, является устьевая арматура АУ 140×50 (ОАО «Татнефть» — ЦБПО РБО и СТ», паспорт 2415-00-00 ПС) для обвязки устья скважины, оборудованной глубинным штанговым насосом. Корпус с фланцем завернут в муфту эксплуатационной колонны и соединен с планшайбой (трубодержателем) через уплотнительное кольцо посредством шпилек. В планшайбе с эксцентричным расположением выполнено резьбовое отверстие подобно муфте насосно-компрессорных труб (НКТ), к которому снизу заворачивается ниппельный конец колонны НКТ, а сверху — устьевой сальник. Кроме того, в планшайбе в плоскости эксцентриситета предусмотрено отверстие для исследовательских приборов, снабженное пробкой.
В процессе работы штангового насоса в наклонных скважинах или в скважинах с фактором парафина, а также при подъеме колонны насосных штанг из этих же скважин колонна насосно-компрессорных труб (НКТ — в дальнейшем) подвергается изгибу, знакопеременным динамическим нагрузкам, что в конечном итоге отражается на последнем резьбовом соединении, в котором находятся планшайба и ниппельный верхний конец колонны НКТ и которое является более склонным к разрушению звеном, если учесть, как надежно закреплена сама планшайба. В итоге от усталости это резьбовое соединение разрушается в большинстве случаев по среднему участку, и колонна НКТ уходит на забой. Этому способствует сам факт присутствия резьбы как концентратор напряжения.
Устранение подобного рода аварий несет большие затраты и приводит к вынужденным простоям скважины.
Ставится техническая задача — повышение надежности подвески колонны насосно-компрессорных труб.
Для достижения поставленной цели подвеска колонны насосно-компрессорных труб на устье насосных скважин, включающая фланец эксплуатационной колонны, соединенный с планшайбой через уплотнительное кольцо посредством шпилечного соединения, при этом колонна насосно-компрессорных труб расположена эксцентрично на планшайбе с отверстием под исследовательские приборы, снабженным пробкой, выполнена так, что в планшайбе выполнено отверстие со сферической опорой внизу под муфту колонны насосно-компрессорных труб, причем муфта колонны насосно-компрессорных труб зафиксирована от смещения вверх посредством накидной гайки, соединенной с планшайбой, а разъем между муфтой колонны насосно-компрессорных труб и планшайбой загерметизирован сальником, расположенным в соответствующей полости накидной гайки.
На приведенном чертеже изображен продольный разрез подвески колонны насосно-компрессорных труб на устье насосных скважин.
Подвеска колонны насосно-компрессорных труб на устье насосных скважин содержит фланец 1 эксплуатационной колонны 2, соединенный с планшайбой 3 через уплотнительное кольцо 4 посредством шпилечного соединения 5. Колонна насосно-компрессорных труб расположена эксцентрично (Э) на планшайбе 3 с отверстием 6 под исследовательские приборы (не показаны), снабженным пробкой 7. При этом в планшайбе выполнено отверстие 3 со сферической опорой 8 внизу под муфту 9 колонны насосно-компрессорных труб 10, зафиксированную от смещения вверх посредством накидной гайки 11 с ушком 12, соединенной с планшайбой 3 через резьбовое соединение 13.
Разъем 14 между муфтой 9 и планшайбой 3 загерметизирован сальником 15 с нажимным кольцом 16, расположенным в соответствующей полости накидной гайки 11.
Для обеспечения технологичности изготовления и возможности контроля сферическая опора 8 выполнена между двумя отдельными кольцами 17, 18, для извлечения которых из планшайбы 3 в последней предусмотрены пазы 19, расположенные по окружности.
Итак, колонна НКТ 10 подвешена на ее стандартной муфте 9, опирающейся на сферическую опору 8, а образовавшийся зазор между муфтой 9 и планшайбой 3 загерметизирован сальником 15 с нажимным кольцом 16. От возможного смещения вверх муфта 9 ограничена посредством накидной гайки 11, соединенной с помощью резьбового соединения 13 с планшайбой 3.
В процессе эксплуатации скважины, возникающие при этом на колонне НКТ 10 вибрации, знакопеременные динамические усилия в продольном направлении, а также изгибающие нагрузки отражаются на подвеске колонны НКТ 10, а именно на ее муфте 9 со сферической опорной поверхностью 8. Муфта 9, на которой подвешена колонна НКТ 10, реагируя на внешние воздействия, проявляет подвижность в пределах радиального зазора, заложенного между этой муфтой 9 и планшайбой 3, тем самым предохраняет узел подвески колонны НКТ 10 от возможных деформаций, т.е. от поломок.
Подвеска колонны НКТ 10 на устье насосных скважин, выполненная с посадкой на муфту НКТ 10, повышает надежность и упрощает обслуживание устьевой арматуры, увеличивает межремонтный период работы скважин, сокращая количество капитальных ремонтов скважин по причине ухода колонны НКТ на забой.
Подвеска колонны насосно-компрессорных труб на устье насосных скважин, включающая фланец эксплуатационной колонны, соединенный с планшайбой через уплотнительное кольцо посредством шпилечного соединения, при этом колонна насосно-компрессорных труб расположена эксцентрично на планшайбе с отверстием под исследовательские приборы, снабженным пробкой, отличающаяся тем, что в планшайбе выполнено отверстие со сферической опорой внизу под муфту колонны насосно-компрессорных труб, причем муфта колонны насосно-компрессорных труб зафиксирована от смещения вверх посредством накидной гайки, соединенной с планшайбой, а разъем между муфтой колонны насосно-компрессорных труб и планшайбой загерметизирован сальником, расположенным в соответствующей полости накидной гайки.
Источник
ОБОРУДОВАНИЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН
В пробуренных эксплуатационных скважинах оборудуют как забойную (в зоне продуктивного пласта), так и устьевую часть, выходящую на поверхность. Если продуктивный пласт сложен достаточно прочными породами, то применяют «открытый» забой. В этом случае эксплуатационная обсадная колонна доводится до верхней границы продуктивного пласта, а сам пласт вскрывается на всю мощность. Если породы продуктивного пласта неустойчивые, рыхлые, то забой укрепляют обсадными трубами с креплением (цементированием) затрубного пространства. Приток нефти в скважину обеспечивают пробивкой отверстий (перфорацией) обсадной трубы и цементного кольца в зоне продуктивного пласта (обычно десять отверстий на один метр).
Условия эксплуатации фонтанных скважин требуют герметизации их устья, разобщения межтрубного пространства, направления продукции скважин в пункты сбора нефти и газа, а также при необходимости полного закрытия скважины под давлением. Эти требования выполняются при установке на устье фонтанирующей скважины колонной головки и фонтанной арматуры с манифольдом.
Оборудование любой скважины, в том числе фонтанной, должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвращения аварийных ситуаций. Оно подразделяется на земное (устьевое) и скважинное (подземное).
К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру и манифольд. Фонтанной арматурой оборудуют фонтанные нефтяные и газовые скважины. Ее устанавливают на колонную головку. Фонтанная арматура изготавливается по ГОСТ 13846-89.
Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам. Эти признаки включают в шифр фонтанной арматуры.
Фонтанная арматура включает трубную обвязку (головку) и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами.
Трубная обвязка — часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на колонную обвязку, предназначена для обвязывания одного или двух скважинных трубопроводов, контроля и управления потоком скважинной среды в затрубном (межтрубном) пространстве.
Скважинный трубопровод своим верхним концом закрепляется в катушке-трубодержателе, устанавливаемой на трубную головку, либо в муфте-трубодержателе, устанавливаемой в корпусе трубной головки. Схемы трубных обвязок приведены на рис. 3.1.
Фонтанная арматура выпускается на рабочее давление – 14, 21, 35, 70, 105 и 140 МПа, сечением ствола от 50 до 150 мм, по конструкции фонтанной елки – крестовая и тройниковая, по числу спускаемых в скважину рядов труб – однорядная и двухрядная и оборудована задвижками или кранами.
Пример обозначения: АФК6В-80/50Х70ХЛ-К2а
Х Х Х Х — Х Х х Х Х-Х Х
АФ — арматура фонтанная
АН — арматура нагнетательная
Способ подвешивания скважинного трубопровода:
в трубной головке — не обозначается, в переводнике к трубной
головке — К, для эксплуатации скважин УЭЦН — Э
Обозначение типовой схемы елки для арматуры с двумя
трубными головками к номеру схемы добавляют «а»
Обозначение системы управления запорными устройствами
( с ручным управлением – не обозначают, с дистанционным — Д,
с автоматическим — А, с дистанционным и автоматическим – В)
Условный проход ствола елки, мм
Условный проход боковых отводов елки, мм (при совпадении
с условных проходом ствола не указывается)
Рабочее давление, МПа( кгс/см 2 )
Климатическое исполнение по ГОСТ 16350-80: для умеренного и умеренно
холодного микроклиматических районов — не обозначается; для холодного
макроклиматического района – ХЛ
Исполнения по составу скважинной среды:
c содержанием Н2S и СО2 до 0,003% по объему каждого — не обозначается;
с содержанием СО2 до 6% по объему — К1;
с содержанием Н2S и СО2 до 6% по объему каждого — К2 и К2И
Модификация арматуры или елки
Рис. 3.1. Схемы трубных обвязок фонтанной арматуры:
1 – ответный фланец; 2 – запорное устройство; 3 – трубная головка; 4 – манометр с запорно-разрядным устройством
Конструкция фонтанной арматуры обеспечивает возможность измерения давления на верхнем буфере елки, а также давления и температуры среды на буфере бокового отвода елки и трубной головки. Стандартами предусмотрено изготовление блочных фонтанных арматур, а также укомплектование по необходимости фонтанных арматур автоматическими предохранительными и дистанционно управляемыми устройствами.
Фонтанная елка – часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на трубную обвязку, предназначена для контроля и регулирования потока скважинной среды в скважинном трубопроводе и направления его в промысловый трубопровод. Типовые схемы фонтанных елок приведены на рис. 3.2.
Рис. 3.2. Типовые схемы фонтанных елок:
тройниковые — схемы 1, 2, 3 и 4; крестовые — схемы 5 и 6 (1 — переводник к трубной головке; 2 — тройник; 3 — запорное устройство; 4 — манометр с запорно-разрядным устройством; 5 — дроссель; 6 — ответный фланец; 7 — крестовина)
При оборудовании скважины двумя концентрическими колоннами НКТ (двухрядная конструкция подъемника) трубы большего диаметра подвешиваются на резьбовом соединении нижнего тройника (крестовина), который устанавливается на крестовину, герметизирующую затрубное пространство.
Трубы меньшего диаметра подвешиваются на резьбе переводника (стволовой катушки), размещаемом над тройником (крестовиком) (рис. 3.1б).
Типовые схемы фонтанных елок (рис. 3.2) включают либо один (схемы 3 и 1), либо два (схемы 2 и 4) тройника (одно и двухъярусная арматура), либо крестовину (крестовая арматура – схемы 5 и 6).
Двухструнная (двухъярусная тройниковая и крестовая) конструкция елки целесообразна в том случае, если нежелательны остановки скважины, причем рабочей является верхняя или любая боковая струна, а первое от ствола запорное устройство – запасным. Сверху елка заканчивается колпаком (буфером) с трехходовым краном и манометром. Для спуска в работающую скважину приборов и устройств вместо буфера ставится лубрикатор.
Типовые схемы фонтанной арматуры приведены на рис. 3.3. Монтаж-демонтаж фонтанной арматуры на устье скважины производится автомобильными кранами или другими подъемными механизмами.
Рис. 3.3. Типовые схемы фонтанной арматуры:
1 – фонтанная елка; 2 – трубная обвязка
Запорные устройства фонтанной арматуры изготовляются трех типов: пробковые краны со смазкой; прямоточные задвижки со смазкой типа ЗМ и ЗМС с однопластинчатым и ЗМАД – с двухпластинчатым шибером. Задвижки типов ЗМС и ЗМАД имеют модификации с ручным и пневмоприводом.
При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит по специальным трубам НКТ, спускаемым в скважины перед началом эксплуатации (в фонтанирующих скважинах опускаются до фильтра). Согласно ГОСТ 633-80 предусмотрены следующие условные размеры (по внешнему диаметру): 27, 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102 и 114 мм с толщиной стенок от 3 до 7 мм. Длина труб 5÷10 м. Трубы бесшовные, из сталей с высокими механическими свойствами, на обоих концах резьба, соединяются между собой муфтами. Отечественные НКТ изготавливают 4 типов. НКТ могут быть изготовлены из алюминиевого сплава марки Д16. Применяют фиберговые трубы, а также безрезьбовые (гибкие) НКТ на барабанах длиной до 6000 м.
Предельная глубина спуска одноразмерной равнопрочной колонны труб (Lдоп), исходя из расчета только на растяжение от собственной силы тяжести, определяют по формуле:
и для гладких труб (по страгивающей нагрузке резьбового соединения)
,
где Lдоп — допустимая длина подвески труб, м;
dm — предел текучести материала труб при растяжении, Па (373÷930МПа)
К — коэффициент прочности, К=1,5;
r — плотность материала труб, кг/м 3 (для стали r = 7800÷7860);
Qстр — страгивающая нагрузка для труб в Н (для НКГ диаметром 73 мм, стали Д Qстр = 278 кН);
Источник
