Чем должно быть заполнено межтрубное пространство в процессе оборудования устья

Приложение Б (справочное). Технические условия на подготовку скважин для проведения промыслово-геофизических исследований и других работ приборами на кабеле в действующих скважинах

Приложение Б
(справочное)

Технические условия на подготовку скважин для проведения промыслово-геофизических исследований и других работ приборами на кабеле в действующих скважинах

Б.1 Геофизические работы в действующих скважинах проводят с учетом требований «Правил геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах». М., 1999 г., настоящей «Технической инструкции» и действующих нормативных документов по охране труда на эти виды работ.

Б.2 ПГИ (ГИС-контроль) проводят в скважинах в режиме их функционирования при спущенном технологическом оборудовании и в остановленных на ремонт скважинах при наличии в них технологического оборудования или без него. Для исследований применяют скважинные приборы диаметром 28, 36 и 42 мм.

Б.3 Исследования скважин при спущенном технологическом оборудовании проводят при спуске (подъеме) скважинных приборов через НКТ или серповидный зазор, образующийся в межтрубном пространстве при эксцентричной подвеске технологического оборудования.

Б.4 В добывающих скважинах, эксплуатирующихся с применением штанговых глубинных насосов, НКТ должны быть подвешены на эксцентричной планшайбе. Штанговый насос должен быть оборудован хвостовиком в виде диска с эксцентричными отверстиями для прохождения скважинного прибора под корпус насоса. Эксцентричная планшайба и хвостовик должны быть установлены так, чтобы прижатие НКТ к обсадной колонне обеспечивало создание в межтрубном пространстве максимального зазора. Эксцентричная планшайба должна иметь отверстие, предназначенное для спуска в скважину приборов, закрываемое во время работы скважины герметичной пробкой; обвязка устья скважины должна обеспечить «разрядку» межтрубного пространства до атмосферного.

Б.5 Добывающие скважины, эксплуатируемые с применением электроцентробежных насосов, должны быть оборудованы приспособлениями, обеспечивающими беспрепятственное прохождение прибора под насос. Ниже глубины подвески насоса могут применяться приспособления, обеспечивающие прижатие насоса к обсадной колонне.

Б.6 Скважину для проведения геофизических исследований и работ готовит недропользователь. Подготовленность (неподготовленность) скважины подтверждается двусторонним актом, который подписывают начальник партии (отряда) и представитель недропользователя.

Б.7 К скважине должны вести подъездные пути, обеспечивающие беспрепятственное передвижение транспорта. Вокруг скважины должен быть объездной путь.

Б.8 Около скважины на расстоянии 20-30 м от устья должна быть подготовлена площадка размером 10×10 м, удобная для установки на ней каротажной лаборатории и подъемника с шириной прохода между ними не менее 3 м и монтажа устьевого оборудования для спуска приборов в скважину. Посторонние предметы между подъемником и устьем скважины, затрудняющие обзор нижнего и верхнего роликов и пути движения геофизического кабеля, а также свободное передвижение работников партии (отряда), должны быть убраны.

При проведении геофизических исследований и работ в добывающих и нагнетательных скважинах с давлением на буфере запорной арматуры более 7 МПа, при применении приборов массой более 50 кг или при их длине более 4 м, а также при выполнении работ по свабированию на скважине должен быть установлен агрегат с грузоподъемной вышкой или мачтой, для чего оборудуется дополнительная площадка размером 5×10 м.

Б.10 Около устья нагнетательных и контрольных скважин, не оборудованных стационарными площадками, должны быть подготовлены подмостки для установки нижнего и верхнего роликов. Подмостки высота которых более 0,5 м от земли, должны иметь лестницу (сходни с поперечными рейками), а если их высота превышает 1,5 м, они и ведущая к ним лестница должны быть оборудованы перилами.

Б.11 Для подключения геофизического оборудования к силовой электрической цепи должна быть установлена розетка с заземляющим контактом в исполнении, пригодном для наружного подключения, рассчитанном на силу тока 25 А и напряжение 380 В. Розетка устанавливается на расстоянии не более 40 м от площадки установки геофизического оборудования.

Перед проведением геофизических работ электрооборудование буровой установки должно быть проверено на соответствие ПУЭ, ПТЭ и ПТБ.

Б.12 Скважины под давлением должны быть оборудованы фонтанной арматурой и превентором, спрессованы и подключены к сборному коллектору и выкидной линии. Для измерения буферного давления и давления в затрубном пространстве на арматуре устанавливают манометры с трехходовыми кранами. Уплотнительные соединения фонтанной арматуры и задвижек не должны иметь пропусков нефти, газа и воды и монтироваться полным комплектом шпилек. Все задвижки фонтанной арматуры, применяемые при проведении работ, должны быть исправны, свободно открываться и закрываться от руки.

Б.14 В скважинах с открытым устьем ГИС могут проводиться без лубрикатора. Мерный (нижний) ролик крепят к колонному фланцу, пользуясь мостками, а верхний ролик над устьем скважины или пользуются подвесным роликом, который подвешивается к талевому блоку грузоподъемного устройства.

Б.15 До проведения ГИС насосно-компрессорные трубы должны быть прошаблонированы контрольным шаблоном. Диаметр шаблона должен быть на 10 мм больше диаметра применяемого прибора. Длина шаблона должна быть не менее длины геофизического прибора.

Б.16 Низ НКТ должен быть оборудован воронкой, обеспечивающей беспрепятственный вход скважинного прибора в НКТ. При спуске НКТ на забой их низ должен быть оборудован крестовиной.

Б.17 Элементы технологического оборудования должны обеспечивать плавное изменение внутреннего диаметра НКТ.

Б.18 Для проведения работ при отрицательной температуре в водонагнетательных скважинах и в добывающих скважинах с высоким процентным содержанием воды недропользователь обязан организовать постоянный обогрев устьевого оборудования и лубрикатора. При температуре ниже минус 20°С геофизические исследования и работы в водонагнетательных скважинах проводить запрещается.

Б.19 При геофизических исследованиях и работах проведение на скважине других работ, не связанных с ГИС, запрещается. Разрешается совместное проведение работ бригады ремонта скважин и геофизической партии (партий) на одном кусте скважин, если при этом они не создают помехи друг другу.

Откройте актуальную версию документа прямо сейчас или получите полный доступ к системе ГАРАНТ на 3 дня бесплатно!

Если вы являетесь пользователем интернет-версии системы ГАРАНТ, вы можете открыть этот документ прямо сейчас или запросить по Горячей линии в системе.

Источник

Оборудование устья скважин

Оборудование устья скважин всех типов предназначено для герметизации затрубного пространства, отвода продукции скважины, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ. Оно комплектуется в зависимости от способа эксплуатации скважин.

При фонтанном, компрессорном и бескомпрессорном способахдобычи нефти оборудование устья составляется из одинаковых деталей и узлов по подобным схемам.

Фонтанная арматура рассчитана на рабочее давление?, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа, имеет диаметр проходного сечения ствола от 50 до 150мм.

Оборудование устья штанговой насосной скважинывключает (рис. 7.25) колонный фланец 1, планшайбу 2 с подвешенными к ней на-сосно-компрессорными трубами 3. В верхнюю муфту 4 труб ввинчивают тройник 5 для отвода нефти (в горизонтальной плоскости), а также для вывода наружу устьевого штока 7, связывающего через канатную подвеску насосные штанги с головкой балансира станка-качалки. Место выхода устьевого штока из тройника герметизировано с помощью сальника 6, набивку которого уплотняют крышкой 8 и пружиной.

Рис. 7.23. Фонтанная арматура тройннковая:

Рис. 7.24. Схема обвязки крестовой фонтанной арматуры:

Рис. 7.26 Станок-качалка типа СКД:

В планшайбе предусмотрены специальные отверстия для спуска в скважину скважинных приборов, выполнения ремонтных работ и технологических операций.

Жидкость, подаваемая насосом, направляется через боковой отвод тройника 5 в выкидную линию и далее в замерную или газосе-парационную установку.

Станок-качалка— это балансирный индивидуальный механический привод штангового скважинного насоса. Его основными узлами являются (рис. 7.26) рама 13, стойка 3 в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир 2 с поворотной головкой, траверса 15 с шатунами 4, шарнирно подвешенная к балансиру, редуктор 6 с кривошипами 5 и противовесами 14. Для обеспечения возможности изменения числа качаний станки-качалки комплектуются набором сменных шкивов 7,10.

Таблица 7.5 Основные характеристики станков-качалок

Рис. 7.27. Оборудование устья скважины, эксплуатируемой глубинными центробежными или винтовыми насосами:

Оборудование устья скважин, эксплуатируемых глубинными центробежными и винтовыми насосами,идентично. Оно изображено на рис. 7.27. Крестовина 1 навинчивается на ответную муфту колонной головки и имеет боковые задвижки. Насосный агрегат на НКТ подвешивают на специальной разъемной эксцентричной планшайбе 5, имеющей отверстие для кабеля 4. Места ввода кабеля и НКТ уплотняются разъемным корпусом 2 и резиновым уплотнителем 3, который поджимается разъемным фланцем. Межтрубное пространство соединено с выкидной линией 6, на которой установлен обратный клапан 7 для отвода газа при работе скважины. Задвижка 8 позволяет спускать в скважину различные измерительные приборы и механические скребки для очистки подъемных труб от парафина. Для этого на тройнике устанавливают специальный лубрикатор. Задвижка 9, установленная на выкиде устьевой арматуры, служит для регулирования режима работы скважины. Давления на выкиде и в межтрубном пространстве замеряются манометрами 10, 11.

Одновременная раздельная эксплуатация нескольких пластов одной скважиной

Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений показывает, что более половины всех капитальных вложений приходится на бурение скважин. Кроме того, не всегда в пластах содержатся рентабельные для извлечения самостоятельной сеткой скважин запасы нефти и газа. Уменьшить затраты на бурение скважин и сделать рентабельной добычу нефти и газа из пластов с небольшими запасами позволяет одновременная раздельная эксплуатация нескольких пластов одной скважиной (ОРЭ).

Метод ОРЭзаключается в том, что пласты в скважине разобщаются с помощью специальных устройств (пакеров) и для каждого пласта создаются отдельные каналы для выхода продукции на поверхность, снабженные соответствующим оборудованием.

Рис. 7.28. Принципиальные схемы ОРЭ:

— продуктовый пласт;

— цементный камень;

-пакер

Возможности раздельной эксплуатации пластов через одну скважину существенно зависят от диаметра эксплуатационной колонны. Если он мал (меньше 168 мм), то диаметры подъемных труб невелики и их гидравлическое сопротивление является повышенным, что отрицательно сказывается на дебите скважин.

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Источник

Трубного и межтрубного пространства аппарата

— В силу своего большого сечения трубного и межтрубного

пространства, аппараты характеризуются невысокими скоростями

движения потоков теплоносителей, что, в свою очередь, отражается

на снижении значений коэффициентов теплоотдачи со стороны

Для достижения оптимальных скоростей потоков теплоносителей их

зачастую аппараты конструируют многоходовыми, с установкой

Загрязнения межтрубного пространства аппарата.

— Очень сложной задачей считается чистка в таких аппаратах

межтрубного пространства. Поэтому применения кожухотрубчатых

теплообменников допускается в тех случаях, когда соблюдаются

условия, что поступающая в межтрубное пространство среда была

чистой, по с теплоносителем поступающим в трубное пространство

(охлаждающая вода), так как очистка трубок- менее трудоёмкая

Достоинства.

К основным достоинствам данных теплообменников является

простота конструкции, способствующая уменьшению стоимости, и довольно

большая поверхность теплообмена, из-за чего они и являются наиболее

Основные типы кожухотрубчатых теплообменников приведены на

Рис.1.1 Типы кожухотрубчатых теплообменников:[21]

а)теплообменник одноходовой с линзовым компенсатором;

d)теплообменник закрытого типа с подвижной решеткой;

e)теплообменник с двойными трубами;

f) теплообменник секционный.

1) Кожухотрубные аппараты с линзовым температурным компенсатором.

На рисунке 1(а) представлена схема такого теплообменного аппарата.

Такой аппарат состоит из неподвижных трубных решеток и устройств,

напоминающих линзы, которые служат компенсации при удлинении кожуха

и труб, проявляющегося при возникновении большой разницы их

2) Кожухотрубные аппараты с плавающей головкой.

На рисунке 1.2 представлена схема такого теплообменного аппарата.

В таком аппарате трубный пучок, при такой же подвижной трубной решётке,

может свободно перемещаться в независимости от корпуса. Температурные

напряжения в этих аппаратах возникают только в следствии высокой

разницы температур труб.

Одним из достоинств данной конструкции аппарата является

сравнительно простой ремонт, так как трубный пучок довольно легко можно

удалить из корпуса аппарата, что значительно упрощает их чистку и замену.

Рис. 1.2. Кожухотрубные аппараты с плавающей головкой.[6]

3)Теплообменные аппараты с V- образными трубами.

Теплообменник данного типа показан на Рис 1(с). Эти

теплообменники имеют всего одну трубную решетку, в неё вмонтированы

оба конца V-образных труб. Это создаёт независимое удлинение труб при

увеличении разницы температур. Основным недостатком этих

теплообменников является большая трудность в очистки труб и их

4) Теплообменные аппараты с двойными трубками.

Теплообменник данного типа показан на рисунке 1(e).В их

конструкции имеются две трубные решётки, которые размещены только с

одной стороны теплообменного аппарата. Одна трубная решётка состоит из

развальцованных труб с наименьшим диаметром трубок, а вторая состоит из

труб наибольшего диаметра, которых заглушены. Данная конструкция

обладает особенностью обеспечения независимого удлинения трубок в

В теплообменных аппаратах данного вида одна из

теплообменивающихся сред направляется через патрубок в пространство

между верхней трубной решеткой и крышкой кожуха, и далее поступает в

нижнюю часть по трубам наименьшего диаметра. На выходе из трубам

наименьшего диаметра поток теплоносителя возвращается по пространству,

выполненном в виде кольца, между трубками, и через пространство между

решётками трубными выходит из теплообменного аппарата.[6]

Для повышения эффективности работы кожухотрубных

теплообменных аппаратов необходимо поддерживать высокие скорости

движущихся потоков теплоносителей и преобладающему турбулентному

режиму течения потоков теплоносителей. Для увеличения скорости

движущихся потоков теплоносителей, максимального использования всей

поверхности теплообмена и создания турбулентных потоков теплоносителей

в теплообменной аппаратуре конструируют специальные перегородки.[21]

Чтобы увеличить скорость потока теплоносителя, движущегося в

трубах, при неизменной работе, размещают трубные перегородки в крышках

распределительной камеры теплообменника так, чтобы достичь нужное

число ходов потока теплоносителя, движущегося в трубах.

На рисунке 1.3 показаны схемы наиболее распространённых

поперечных перегородок трубного пучка.

Рис. 1.3 Схемы наиболее распространённых поперечных перегородок

а) перегородка сегментная;

б) перегородка секторная;

в) перегородка кольцевая;

г) перегородка поперечная в межтрубном пространстве.

Устанавливая продольные перегородки, можно изменять число ходов

для теплоносителя, поступающего в межтрубное пространство

теплообменника. Но данные перегородки широкого применения не имеют, в

связи с трудностью обеспечения герметичности между этими перегородками

и корпусом теплообменников.

Из известных типов перегородок наибольшее распространение в

применении получили сегментные перегородки. Особое внимание стоит

уделить зазору между внутренней поверхностью кожуха теплообменного

аппарата и перегородками. Он должен быть максимально минимальным,

исключая возможность утечки жидкости, движущейся в межтрубном

пространстве и не участвующей в процессе теплообмена, и в тоже время этот

зазор должен быть достаточным для демонтажа трубного пучка из

теплообменника при его ремонте.[21]

Теплообменные аппараты типа «труба в трубе»

Аппараты теплообменные типа «труба в трубе» находят применение,

преимущественно для жидких теплоносителей, охлаждая или нагревая

последних. При этот расходы движущихся потоков невелики и в процессе

охлаждения или нагревания не происходит изменения их агрегатного

состояния. Кроме того, эти теплообменники обладают сравнительно

небольшой поверхностью теплообмена. Однако, иногда такие

теплообменные аппараты могут применяться в процессах с высоким

давлением в системе для жидких и газообразных сред в качестве

конденсаторов (синтез метанола, аммиака).

Аппараты данного типа подразделяются на четыре вида аппаратов:

— теплообменники разборные многопоточные труба в трубе(Рис. 1.5);

— теплообменники разборные однопоточные труба в трубе(Рис. 1.4);

— теплообменники неразборные однопоточные труба в трубе(Рис. 1.6).

Рис. 1.4Теплообменникразборный однопоточный типа «труба в трубе».

Рис. 1.5Теплообменникразборный многопоточный типа «труба в трубе».

Рис. 1.6 Теплообменник неразборный однопоточный типа «труба в трубе».

В этих аппаратах теплообмен между теплоносителями происходит за

счёт движения одного теплоносителя по трубкам, а второго- по кольцевому

пространству, образующегося между трубками разных диаметров.

За счёт больших размеров диаметров труб, чем у кожухотрубных

теплообменников, в этих теплообменниках преобладают более высокие

скорости теплоносителей, что обеспечивает более высокие коэффициенты

теплопередачи между движущимся теплоносителями. Гораздо проще

устроить противоток движущихся теплоносителей.

Состоят такие аппараты из нескольких последовательных элементов,

из двух соосных трубок разных диаметров. Конструктивные элементы

аппарата присоединяются так называемыми калачами, с помощью которых

образуется плоский змеевик необходимой длины, в котором прямые участки

состоят из рубашек.

Наружные трубы присоединяются с помощью штуцеров с фланцами,

за счёт чего и создаётся необходимый путь в кольцевом пространстве

теплообменника. Судя по такому способу присоединения конструктивных

элементов теплообменный аппарат можно довольно легко демонтировать для

очистки поверхности теплообмена и ремонта аппарата.

Также, кроме жесткого присоединения трубных элементов при

необходимости требуемой довольно частой чистки всех поверхностей

используют разъёмное соединение труб. Если разность температур двух

теплоносителей велика, то для разъемного соединения труб делается при

помощи сальников, способных компенсировать термическое расширение.

Недостатком данного вида теплообменных аппаратов является

большое гидравлическое сопротивление и значительная металлоемкость

Источник

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Межтрубное пространство

Межтрубное пространство уплотнено двумя медными кольцами, вставленными в проточки муфты, и самоуплотняющейся резиновой манжетой. [2]

Межтрубное пространство сообщается с атмосферой. [4]

Межтрубное пространство основной обсадной и внешней подвесной колонн при испытании заполняется сжатым газом с одновременным вытеснением рассола из скважины по межтрубному пространству подвесных колонн или по центральной колонне в приемную ( мерную) емкость на поверхности. [5]

Межтрубное пространство образовано корпусом подогревателя и жаровой трубой. При прохождении эмульсии в межтрубном пространстве последняя приобретает вращательное движение, что исключает образование застойных зон на поверхности нагрева. Благодаря большой скорости и турбулентности потока достигается высокий коэффициент теплоотдачи от стенки к эмульсии, что снижает температуру стенки жаровой трубы и исключает возможность коксования нефти на поверхности нагрева. [6]

Межтрубное пространство заполнено теп-лоизолятором с коэффициентом теплопроводности X. Для решения этой задачи методом электротепловой аналогии достаточно замерить электрическое сопротивление R, между двумя металлическими кольцами, плотно прижатыми к листу электропроводной бумаги, лежащему на гладком неэлектропроводном основании. [8]

Межтрубное пространство от насоса до устья, как и рассмотренные ранее участки системы насос-скважина-пласт, требует пристального изучения, так как это пространство служит каналом для получения информации о пласте. Широкое использование волнометрических методов наблюдения за уровнем в скважинах, оборудованных погружными электроцентробежными и плунжерными насосами, вызывает необходимость знания процессов, происходящих на этом участке. [9]

Межтрубное пространство разделяют поперечными перегородками на ряд ходов для обеспечения выбранной ( при расчете а) скорости рабочей среды. [11]

Межтрубное пространство уплотнено двумя медными кольцами, вставленными в проточки муфты и самоуплотняющимися резиновой манжетой. [12]

Межтрубное пространство может быть также очищено скалыванием и соскабливанием отложений при помощи удлиненных зубил и скребков. [13]

Межтрубное пространство на устье должно быть освобождено от сальника. [14]

Межтрубное пространство изолировано двумя пакерами 5 фирмы Бейкер и заполнено газойлем с ингибитором коррозии. Такая конструкция скважин обеспечивает надежную и безаварийную работу скважин в течение 15 лет. [15]

Источник