Содержание
1. Оборудование обвязки обсадных колонн. 5
1.1 Фонтанная арматура для нефтяных и газовых скважин. 9
1.3 Регулирующие устройства. 19
1.4 Станция управления арматурой СУАП-2. 19
2. Оборудование для предупреждения открытых фонтанов. 24
2.1 Комплексы управления скважинными клапанами-отсекателями КУСА и КОУК24
2.2 Комплексы скважинного оборудования КПГ, КПГ1 И КПГ2. 33
2.3 Комплексы скважинного оборудования КСГ и КСГ1. 39
2.4 Станции управления СУЭ-35, СУ1-35, СУЗ-35. 39
2.5 Пилотные клапаны типа КП.. 43
3. Расчеты экономических затрат. 48
4. Охрана труда и окружающей среды.. 43
Фонтанирующая нефтяная скважина представляет собой реальную угрозу обслуживающему персоналу и окружающей среде, а именно: прорыв попутного нефтяного газа, выброс и фонтан нефти приводит к печальным последствиям, очень часто такие явления сопровождаются пожарами, причинами которых могут быть многочисленные факторы, любая искра, удар металла о металл, короткое замыкание электропроводки, самовозгорание, взрыв опасной концентрации газов, выхлопные газы с искрами, работающих двигателей внутреннего сгорания и многое другое.
Разлившаяся по поверхности земли нефть и сопутствующие жидкие среды превращают ей в безжизненную язву, только по истечению 25 лет на этом месте начинают прорастать самые примитивные растения, кроме того, жидкие флюиды, проникая в грунт попадают в водоёмы, даже небольшие дозы флюидов в смеси питьевой воды делают её непригодной для водопотребления.
Попутный газ, растворяясь в окружающем воздухе вызывает отравление человека, животного мира и окружающей среды. Несмотря на принимаемые меры попутный газ, растворяясь в атмосфере и совместно с осадками выпадает на поверхность в виде кислотных дождей.
Учитывая перечисленные факторы, нефтяники предпринимают большие усилия по предупреждению указанных негативных явлений.
В данной дипломной работе мною рассмотрены меры и необходимое оборудование, монтируемое на устье фонтанирующих скважин, для предупреждения попадания флюидов и попутного нефтяного газа в окружающую среду.
Предназначено для подвешивания обсадных колонн, герметизации и разобщения межколонных пространств, проведения ряда технологических операций установки противовыбросового оборудования (в процессе бурения) и фонтанной арматуры (в процессе эксплуатации).
По условиям эксплуатации оборудование подразделяется на три группы: для умеренного микроклиматического района - 1) некоррозионной и 2) коррозионной сред; 3) для холодного макроклиматического района и некоррозионной среды.
В шифре колонных обвязок приняты следующие обозначения: О -обвязка, К - колонна, К или М - способ подвешивания колонн (соответственно на клиньях пли на муфте), I, 2, 3 и т. д. - число подвешиваемых колонн (без учета колонны кондуктора), первое число - рабочее давление, второе число - диаметр эксплуатационной колонны в мм, третье число - диаметр технической колонны, четвертое число — диаметр колонны кондуктора в мм, ХЛ - климатическое исполнение для холодного «района, исполнение по коррозионной стойкости:
К2 - для сред, содержащих H2S и СО2 до 6%;
К3 - для сред, содержащих H2S и СО2 до 25%;
К2И - для колонных обвязок, изготовленных из малолегированной и низкоуглеродистой стали с применением ингибитора в скважине.
Например, оборудование обвязки обсадных колонн с клиньевой подвеской двух колонн (без учета колонны кондуктора) диаметром 140 и 219 мм на рабочее давление 35 МПа в коррозионностойком исполнении для сред, содержащих H2Sи СО2 до 6% : OKK2-350-140х219х426K2.
Различают следующие типы оборудования обвязки обсадных колонн:
- ОКМ с муфтовой подвеской обсадных труб;
- ОКК с клиньевой подвеской обсадных труб.
Конструкция оборудования позволяет восстанавливать нарушенную герметизацию межколонного кольцевого пространства путем нагнетания специальных паст или самотвердеющих пластиков.
Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКМ (рисунок 1) рассчитано на давление 14 МПа. Оно состоит из корпуса, муфтовой подвески, стопорных винтов, пробкового крана и манометра.
Обвязка эксплуатационной колонны осуществляется с помощью муфтовой подвески.
Техническая характеристика оборудования типа ОКМ приведена ниже.
| Оборудование обвязки | ОК1-140-140х219OKM1-140-146х219ОКМ1-140-140х245ОКМ-140-146х245ОKM1-140-I8CX245 |
| Запорное устройство | кран пробковый со смазкойКППС-65х140 |
| Габаритные размеры, мм:длинаширинавысота | 1050510450 |
| Масса, кг:в собранном видеполного комплекта | 320 – 345355—380 |
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 разобщения межколонных пространств с помощью упругих уплотнений.
Оборудование типа ОКК состоит из отдельных сборочных единиц – колонных головок. Нижняя колонная головка (ГНК),
присоединяемая непосредственно к верхнему концу обсадной колонны (кондуктору), выпускается в трех исполнениях:
- исполнение 1 – присоединение к обсадной колонне с помощью внутренней резьбы на корпусе головки;
- исполнение 2 – присоединение к обсадной колонне с помощью наружной резьбы;
- исполнение 3 – присоединение к обсадной колонне посредством сварки.
Колонные головки устанавливают на устье скважины последовательно по мере спуска и цементирования обсадных колонн. Их подбирают с учетом максимального пластового давления, ожидаемого при бурении следующего за обсаженным интервала скважины.
Оборудование типа ОКК (рисунок 2) состоит из нижней, промежуточной – первой, второй и третьей (верхней) колонн.
Обвязка обсадных колонн осуществляется с помощью клиньевых подвесок и пакеров.
Клиньевая подвеска состоит из корпуса и клиньев, которые в сборе устанавливают в конической расточке крестовины.
Для определения технологических операций каждая из колонных головок оснащена манифольдами. С целью контролирования давления в затрубном пространстве предусмотрены вентили, краны и манометры.
Техническая характеристика оборудования типа ОКК приведена в таблице 1.
Таблица 1
| Оборудование обвязки | Рабочее давле-ние, МПа | Диаметр обвязываемыхобсадных колонн, мм | Длина, мм | Масса, кг | ||||
| 1-я колонна | 2-я колонна | 3-я колонна | 4-я колонна | 5-я колонна | ||||
| ОКК1 | 21 | 140, 146. 168, 178, 219 | 219, 245, 273, 324 | — | — | — | 1020-1365 | 465-530 |
| ОКК2 | 21 | 140, 146. 168. 178 | 219, 245 | 299, 324 | — | — | 1065-1365 | 935-1585 |
| ОКК1 | 35 | 140, 146, 168 | 219,245, 273 | — | — | — | 1340 | 575-585 |
| ОКК2 | 35 | 140, 146, 168, 178 | 219,245, 273, 299 | 299, 324, 377, 426 | — | — | 1365-1450 | 1650-1925 |
| ОКК3 | 35 | 140. 146, 168 | 219, 245 | 299, 273, 324 | 351,377, 426 | — | 1450 | 3300 |
| ОКК2 | 70 | 168, 178 | 245 | — | — | 1190 | 1750 | |
| ОКК3 | 70 | 168 | 245 | 324 | 426 | — | 1190 | 2700 |
| ОКК4 | 70 | 140, 168 | 219, 245, 273 | 299, 324, 340 | 426, 508 | 630,720 | 1380-1190 | 6150-7820 |
Эта арматура предназначена для герметизации устья скважин, контроля и регулирования режима их эксплуатации, а также для проведения различных технологических операций в умеренном и холодном микроклиматических районах для сред, содержащих СО2, H2S и СО2 и пластовую воду. Собирается по схемам тройникового и крестового типов (рисунок 3, схемы 1—6) согласно ГОСТ 13846—84.
По заказу потребителя арматуру можно поставлять в следующем комплекте:
- станция управления СУАП;
- дублирующие запорные устройства на боковых отводах елки и трубной головке;
- дополнительная трубная головка с запорным устройством на боковом отводе, обеспечивающая эксплуатацию скважин двухрядной концентричной подвеской подъемных труб;
- специальный переводник трубной головки, обеспечивающий спуск в скважину электрического кабеля для питания электроэнергией скважинного центробежного электронасоса (ЭЦН).
Кроме того, арматуру можно изготавливать:
- для скважин, оборудованных скважинными управляемыми устройствами;
- по схемам, обеспечивающим возможность соединения скважинного предохранительного устройства с системой управления, а также нагнетания ингибиторов.
В шифре фонтанной арматуры приняты следующие обозначения: АФ – арматура фонтанная; конструктивное исполнение по схемам ГОСТ 13846-84; а двухрядная концентричная подвеска подъемных труб; К – подвеска подъемной колонны на резьбе переводника трубной головки (на муфтовой подвеске буква не пишется); Э - для эксплуатации скважин с погружными центробежными электронасосами; В - способ управления задвижками (дистанционный и автоматический); первое число – диаметр условного прохода по стволу и боковым струнам; второе число - рабочее давление; ХЛ – кинематическое исполнение для холодного района; исполнение по коррозионной стойкости: K1 - для сред, содержащих СО2 до 6%; К2 - содержащих СО2 до 6%; К3 – то же, H2S и СО2 до 25%; К2И – для фонтанной арматуры, изготовленной из малолегированной и низкоуглеродистой стали, с применением ингибитора в скважине.