Технологический комплекс для эксплуатации скважины с разработкой и исследованием работы разгрузочной муфты (Магистерская работа 12А1)-Подвеска насосно-компрессорных труб НКТ-Скважинная насосная установка-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготов

Технологический комплекс для эксплуатации скважины с разработкой и исследованием работы разгрузочной муфты (Магистерская работа 12А1)-Подвеска насосно-компрессорных труб НКТ-Скважинная насосная установка-Дипломная работа-Оборудование для добычи и подготовки нефти и газа

Данная магистерская работа выполнена на тему: «Технологический комплекс для эксплуатации скважины с разработкой и исследованием работы разгрузочной муфты».
В первых двух разделах приведены назначение, классификация, конструкция, принцип действия и описание разгрузочных устройств.
Разработано техническое предложение по разработке конструкции опорно-разгрузочной муфты. Выполнены опытно-конструкторские работы и технико-экономическое обоснование подтверждения целесообразности предлагаемой разработки.
В шестом разделе приведен комплекс расчетов на прочность, надежность опорно-разгрузочной муфты.
Седьмой и восьмой разделы охватывают комплекс ремонтных и организационно-технических мероприятий относительно опорно-разгрузочной муфты.
Девятый, десятый разделы характеризуют мероприятия по охране труда и безопасности в чрезвычайных ситуациях, охране окружающей среды.
Расчет экономического эффекта от внедрения разработанной опорно-разгрузочной муфты показал целесообразность внедрения.

4.1 Формирование технического предложения

Основным элементом оборудования ствола скважины является колонна насосно-компрессорных (фонтанных, лифтовых подъемных) труб. Она служит для защиты эксплуатационной колонны от коррозии и эрозии, создания на входе труб необходимой скорости движения газа для выноса на поверхность твердых частиц и жидкости, поступающие из пласта, проведения одновременной раздельной эксплуатации в одной скважине двух горизонтов с применением пакера, равномерной выработки газонасыщенных пластов большой толщины по всему раскрытом интервала, проведения обработки при вибійної зоны пласта, ремонтных работ (глушение) и освоение скважины, контроля за величиной давления на забое работающей скважины с давлением неподвижного столба газа в затрубному пространству.
При эксплуатации нефтяных и газовых скважин при наличии агрессивной среды (коррозии), при резком увеличении глубины и соответственно рост собственного веса насосно-компрессорных труб для предотвращения разрушения и обрыва труб важно снизить нагрузку на верхние трубы. Это позволит в 1,5-2 раза уменьшить аварии с НКТ и продлить срок их эксплуатации.
Глубина спуска колонны лифтовых труб в скважину зависит от физико-литологических и механических свойств горных пород, толщины продуктивного разреза (величины интервала перфорации) и наличии в продукции скважины механических частиц и жидкости. Положение башмака колонны лифтовых труб в скважине должно обеспечить наиболее полную выработку продуктивных горизонтов в много пластовом месторождении, обводнения снизу вверх отдельных пачек коллекторов в случае водонапорного режима, минимизацию потерь давления в зоне забоя скважины при движении потоков газа вниз по затрубному пространству и вверх по обсадной колонне до башмака труб и минимальную высоту песчано-глинистых и жидкостных пробок на забое скважины [6].
При отсутствии осложнений в работе скважины и небольшой высоте продуктивного разреза башмак лифтовых труб размещают на расстоянии 1/3 толщины пласта от его подошвы. В случае значительных размеров интервала перфорации глубину спуска колонны лифтовых труб рекомендуется выбирать из условия равенства на входе в трубы скоростей потоков газа, движущихся вниз по затрубному пространству и вверх по эксплуатационной колонне. В высокопродуктивных скважинах с целью уменьшения потерь давления в зоне забоя лифтовые трубы могут спускаться до кровли пласта с последующим допуском их на большую глубину. При наличии в продукции скважины механических частиц и жидкости башмак колонны лифтовых труб следует спускать на максимально возможную глубину, вплоть до нижних отверстий интервала перфорации, для предупреждения образования на забое песчано-глинистых и жидкостных пробок.
Диаметр лифтовых труб выбирают из условий обеспечения минимальных потерь давления в стволе скважины при заданных значениях дебита газа, получение максимального дебита газа – при отсутствии осложнений в работе скважины, а при наличии в пластовой продукции механических частиц и жидкости – полного и непрерывного выноса их на поверхность.
В процессе разработки месторождения при снижении пластового давления и отсутствии поступления воды и твердых примесей спущенную в скважину колонну лифтовых труб заменяют на колонну большего диаметра, а на заключительной стадии разработки возможна эксплуатация неглубоких скважин непосредственно по эксплуатационной колонне. В случае обводнения скважин проводят замену лифтовых труб на трубы меньшего диаметра и спускают их до нижних отверстий интервала перфорации. Диаметр колонны лифтовых труб выбирают таким, чтобы обеспечить полный и непрерывный вынос жидкости с забоя при минимальных потерях давления в стволе скважины. Необоснованное уменьшение диаметра колонны лифтовых труб может стать причиной преждевременной остановки скважины вследствие значительного роста гидравлических потерь давления [6].
На месторождениях Украины глубина эксплуатационных скважин в основном составляет 3500-6000м. В связи с тем, что на этих глубинах продуктивные горизонты в основном освоены и эксплуатируются, то возникает потребность увеличивать глубины освоения новых продуктивных горизонтов.
С увеличением глубины увеличивается и собственный вес насосно-компрессорных труб. Поэтому необходимо совершенствовать способ использования и качество изготовления НКТ.
Насосно-компрессорные (лифтовые) трубы изготавливают по ГОСТ 633-80 в двух исполнениях: А (длиной 10 м) и В (длиной от 5,5 до 8,5 и от 8,5 до 10 м) четырех типов: с муфтами – гладкие, с высаженными наружу концами (тип В), гладкие высоко герметичные (тип НКМ) и безмуфтовые с высаженными наружу концами (тип НКБ) условным диаметром 27-114мм. В зависимости от типа внутренний диаметр лифтовых труб изменяется от 20,7-100,3 мм при толщине стенки 3-8мм [6].
Определим коэффициент запаса прочности для насосно-компрессорных труб разных диаметров, толщин стенок и марки стали. Обычно коэффициент принимается равным в пределах 1,3-1,5.
Глубина спуска насосно-компрессорных труб Н=4500 м.
Для труб диаметром 60мм, с толщиной стенки 5,0 мм из стали группы прочности «Л», σзр=358кН.
; (4.1)
где: σзр – зрушуюче нагрузки резьбового соединения трубы, кН;
G – вес НКТ в воздухе, G=H·q;
q – вес 1 п.м. труб, кН; q=0,0697 кН

Для труб диаметром 73мм, толщиной стенки 5,5 мм из стали группы прочности «Л», σзр=506кН, q=0,094 кН.

Для труб диаметром 89мм, с толщиной стенки 6,5 мм из стали группы прочности «Л», σзр=766кН, q=0,136 кН.

Для труб диаметром 102мм с толщиной стенки 6,5 мм из стали группы прочности «Л», σзр=788кН, q=0,157 кН.

Из расчетов видно, что насосно-компрессорные трубы необходимо изготавливать из более прочных сталей и использовать одновременно разными диаметрами, что не всегда экономически выгодно.

4.2 Описание технического предложения

Для более качественной эксплуатации насосно-компрессорных труб отечественного производства предлагается уменьшение собственного веса лифтовых труб в скважине за счет использования разгрузочного устройства (ОРМ). Устройство состоит из опорно-разгрузочной муфты и ребристой упорной муфты. Заводского устройства не существует.
Опорно-разгрузочная муфта опускается в скважину в компоновке с эксплуатационной колонной. Глубину установки устройства принимают по данным каротажа. В скважине определяется устойчива к разнообразным осложнениям участок с номинальным диаметром и минимальной кривизной ствола скважины. Наиболее эффективным местом установки данного устройства является переход диаметра эксплуатационной колонны с большего на меньший.
Разгрузочная муфта изготавливается из материала, который соответствует прочности стали обсадных труб в месте установки устройства в скважине. В частности самой опорно-разгрузочной муфты в комплект устройства входит ребристая упорная муфта (с втулкой перевідником, которая одевается на НКТ соответствующего диаметра и фиксируется штифтами).

Рисунок 4.1 – Опорно-разгрузочная муфта
1 – труба НКТ; 2 – муфта НКТ; 3 – опорно-разгрузочная муфта;
4 – втулка перевідник; 5 – ребристая упорная муфта
На упорной муфте профрезеровані щели для возможности промывки скважины при необходимости вызова притока флюида, при аварийных работах, во время разрушения и вымывания гидратных пробок.


Рисунок 4.2 – Соединение муфта втулка

Изготавливается ребристая упорная муфта из стали, чугуна, пластмассы, полиуретана. Разгрузка лифтовых труб на опорно-разгрузочную муфту осуществляется до 100кН. ОРМ в комплекте вместе с эксплуатационной колонной цементируется и весь период эксплуатации скважины находится в зацементованому состоянии.
Условия работы опорно-разгрузочной муфты аналогичны условиям работы эксплуатационной колонны. При спуске колонны на ОРМ действуют нарастающие усилия растяжения от собственного веса колонны. Вспомогательные осевые нагрузки возможны при спуске колонны в период осложнений при ее розходжуванні (от сил трения), а также при цементировании.
В процессе спуска эксплуатационная колонна и опорно-разгрузочная муфта находятся под действием внутреннего и внешнего давления. Расчетной величиной являются избыточные давления – внешний и внутренний.
При эксплуатации нефтяных скважин в результате снижения внутреннего давления также создается избыточное внешнее давление, а при эксплуатации газовых скважин – избыточное внутреннее давление. Избыточное внутреннее давление может возникать и во время проведения цементирования. Растягивающие нагрузки на опорно-разгрузочную муфту в основном создаются при спуске колонны силой собственного веса колонны, которая подвешивается к ОРМ.
При расчетах эксплуатационной колонны принимаются минимальные запасы прочности:
- на растяжение – Крозт=1,3;
- на смятие в зоне перфорации – Кзм=1,15;
- выше зоны перфорации – Кз=1,0;
- на внутреннее давление – Квн=1,15.

4.3 Результаты реализации технического предложения

Обеспечение надежной работы элементов конструкций оборудования скважины является сложной и многоплановой задачей. Условия работы насосно-компрессорных труб при освоении и эксплуатации скважины наиболее тяжелые: нагрузка на трубы определяются не только собственным весом колонны, но и циклическими нагрузками, обусловленные весом откачиваемой жидкости, а также силы трения.
Кроме того НКТ подлежат сгиба при искривлении ствола скважины и действия коррозионной среды.
Это в значительной степени касается оценки долговечности и остаточного ресурса. Ее можно решить только путем объединения усилий на отдельных этапах: от стадии проектирования, где закладывается надежность, через стадию изготовления, где она обеспечивается технологически, до стадии эксплуатации, где надежность должна реализоваться.
То есть при применении предложенной разгрузочной муфты колонны насосно-компрессорных труб ожидается: уменьшение износа НКТ; повышение надежности подъемника углеводородного сырья; ликвидация перемещения НКТ относительно эксплуатационной колонны. К тому же предлагаемое устройство довольно простой в исполнении, и как следствие дешевый при изготовлении, однако благодаря простоте надежный.

«Технологический комплекс для эксплуатации скважины с разработкой и исследованием работы разгрузочной муфты»

Нефтегазовая промышленность – одна из ведущих отраслей, на которых базируется экономика и является одной из ведущих отраслей народного хозяйства Украины. Нефть и газ были и остаются стратегическим сырьем и одними из важнейших факторов экономической независимости нашего государства.
За последние годы добыча нефти и газа уменьшился и для удовлетворения всех потребностей народного хозяйства необходимо многократно увеличить объемы разведывательного и эксплуатационного бурения. Развитие данной отрасли зависит от показателей оборудования, применяемого в ней, в частности от оборудования, применяемого для бурения и эксплуатации скважин.
На современном этапе деятельности обеспечение необходимых темпов развития нефтяной и газовой промышленности зависит прежде всего от ускорения технического перевооружения, дальнейшего совершенствования оборудования, технологии и организации ремонтно-восстановительных работ, проведение профилактических мероприятий, направленных на предупреждение аварий.
Современная буровая техника характеризуется разнообразием агрегатов, оборудования и инструмента, что обеспечивает выполнение различных операций во время бурения и эксплуатации скважин. Для бурового оборудования определяющими критериями работоспособности являются прочность и долговечность.
Именно поэтому темой магистерской работы был выбран технологический комплекс для эксплуатации скважины с разработкой и исследованием работы разгрузочной муфты.

1. На первом листе графической части представлена схема установки АОРС, на который приведены основные элементы оборудования, узлов и оборудования (по листу – показать и назвать элементы). Разгрузочное устройство для колонны насосно-компрессорных труб показан позицией 18 и приведен на чертеже №5.
2. На втором листе графической части представлена кинематическая схема установки АОРС-60, состоит из: (по листу – показать и назвать элементы) и приведены кинематические характеристики в виде таблицы.
3. На третьем листе графической части приведена схема расположения технологического оборудования, а именно: (по листу – показать и назвать элементы).
4. Во время крепления скважины обсадная колонна компонуется следующим образом (по листу – показать и назвать элементы). На четвертом листе графической части хорошо видно, как устанавливается опорно-разгрузочная муфта в компоновку колонны (позиция 4), и как устанавливается упорная муфта (позиция 20) – элемент разгрузочного устройства, вместе с колонной НКТ (позиция 17) на расчетное место при спуске насосно-компрессорных труб.
5. На пятом листе графической части подробно показано установка упорной муфты с колонной НКТ (муфта НКТ опирается на втулку разгрузочного устройства) внутри опорно-разгрузочной муфты, которая является элементом обсадной колонны (письма №1, 3, 4) на расчетной глубине и разгружает верхнюю часть колонны труб НКТ.
Также на листе №5 подробно показана опорно-разгрузочная муфта с размерами и внутренними резьбами (чертежи и характеристики, приведенные в табличной форме).
6. На шестом листе показаны подвеска колонны насосно-компрессорных труб, состоящей из: (по спецификации) и соединения вспомогательной втулки и ребристой муфты с соотношением диаметра НКТ до размеров ребристой муфты и втулки в виде таблицы.
7. На седьмом листе приведены детали опорно-разгрузочной муфты (далее по листу, назвать детали, показать место их установки на листе №5).
8. Для проведения спуско-подъемных операций используют пневматический клиновой захват ПКРО, который приведен на восьмом листе графической части и состоит из: (по листу – показать и назвать элементы, указать место их установки).
9. На девятом листе графической части показано соединение секций обсадной колонны во время крепления ствола скважины (по листу назвать детали, показать место их установки).
10. На десятом листе графической части приведена структура и содержание технологических операций по изготовлению опорно-разгрузочной муфты и включает перечень операций и инструмент, необходимый для работы.
11. Одиннадцатый лист содержит стенд контрольно-измерительный, который предназначен для статических испытаний металлов на растяжение, сжатие, изгиб и изгиб. В основу исследования положено определение на сжатие и растяжение ребристой упорной муфты опорно-разгрузочного устройства для получения характеристик на прочность.
Основным параметром при исследовании является значение максимального избыточного давления испытания при котором ребристая муфта не терпит механических повреждений.
12. На двенадцатом листе графической части приведены результаты исследования зависимости коэффициента запаса прочности на растяжение от глубины спуска фонтанных труб. Графики построены на основе опытно-конструкторской работы, расчеты, на основе которых построены графики, представленные в пояснительной записке и в таблицах на чертеже.

В магистерской работе также разработаны рекомендации к проведению монтажных работ с рассматриваемым оборудованием. Проведен анализ потенциальных опасностей для обслуживающего персонала и окружающей среды. Разработан комплекс мер для предотвращения аварий, профессиональных заболеваний и загрязнения окружающей среды. Экономический эффект от внедрения предложенного технического решения составляет минимум 100 тыс. грн. Поэтому считаю, что тема дипломной работы раскрыта, а внедрение в производство предложенного технического решения позволит нефтедобывающим предприятиям сократить расходы.