Труба нкт: оптимальное решение для газогонных и нефтеносных скважин

Глубины спуска НКТ в скважинах

Таблица 6.1.2

Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним

РЕМОНТНЫХ РАБОТ

ПРИМЕНЯЕМЫЕ В ПРОЦЕССЕ

ЗАБОЙНЫЕ ДВИГАТЕЛИ, БУРОВЫЕ ДОЛОТА,

НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ТРУБЫ,

Насосно-компрессорные трубы (НКТ) предназначены для добы­чи жидкости и газа из скважин и проведения различных ремонтных работ.

Условное обозначение труб должно включать: тип трубы (кроме гладких труб), условный диаметр трубы, толщину стенки, группу проч­ности и обозначение стандарта. Условное обозначение муфт включа­ет: тип трубы (кроме муфт к гладким трубам), условный диаметр, груп­пу прочности и обозначение стандарта.

На наружной и внутренней поверхности труб и муфт не должно быть раковин, расслоений, трещин. Допускается вырубка и зачистка этих дефектов при условии, в случае если их глубина не превышает предель­ного минусового отключения по толщинœе стенки. Заварка, зачеканка или заделка дефектных мест не допускается.

На наружной и внутренней поверхности высаженных наружу кон­цов безмуфтовых труб на расстоянии менее 85 мм от торца указанные выше дефекты не допускаются. На расстоянии свыше 85 мм не долж­но быть более трех дефектных мест, протяженность каждого из кото­рых не должна быть более 1/3 длины окружности, ширина — более 15 мм и глубина — более 2 мм.

В таблицах 6.1.1—6.1.3 приводятся размеры НКТ, по ГОСТ 633-80, и муфт к ним. В таблицах 6.1.4, 6.1.5 приводятся прочностные ха-

Таблица 6.1.1
Услов-	Труба гладкая	Муфта
ный	Наруж-	Внут-	Тол-	Масса	Наруж-	Длина,	Масса,
диаметр	ный	ренний	щина	1м,	ный	мм	кг
труб, мм	диаметр,	диаметр!	стенки,	кг	диаметр]
мм	мм	мм	мм
33,4	26,4	3,5	2,6	42,2	0,4
4,2	35,4	3,5	3,3	52,2	0,6
48,3	35,2	4,0	4,4	55,9	0,5
60,3	40,3	5,0	6,8	73,0	ПО	1,3
73,0	50,3	5,5	9,2	88,9	2,4
73,0	62,0	7,0	11,4	88,9	2,4
88,9	75,9	6,5	13,2	108,0	3,6
101,6	88,6	6,5	15,2	120,6	4,5
114,3	100,3	7,0	18,5	132,1	5,1

Услов- Труба гладкая Муфта

ный Наруж- Внут- Тол- Масса Наруж-Длина, Масса,

диаметр ный ренний щина 1м, ный мм кг труб, мм диаметр, диаметр] стенки] кг диаметр] мм мм мм мм

60 60,3 50,3 5,0 6,8 73,0 1351,8

73 73,0 62,0 5,5 9,2 73,0 1352,5

73 73ДГ 59,0 7,0 11,4 — —

89 88,9 75,9 6,5 13,2 108,0 1554,1

89 88,9 72,9 8,0 16,0 — —

102 101,6 88,6 6,5 15,2 120,6 1555,1

114 114,3 100,3 7,0 18,5 132,1 2057,4

рактеристики НКТ и величины испытательных гидравлических дав­лений.

Перед спуском в скважину НКТ (особенно в условиях примене-

Таблица 6.1.3

Труба с высаженными наружу концами Муфта

&1 ~ s£ 3 § S ч з s _ʼʼ

I s^ >r a a Ls х * £М

I 5 I *eʼʼ,S'§§ʼʼE|i I ʼʼ

i * i § 1! 1 ʼʼill * I I

2726,720,73,033,4401,80,142,2840,4

3323,426,43,537,3452,60,148,3900,5

4242,235,23,546,0513,30,255,9960,7

4848,340,34,053,2574,40,463,51000,8

6060,350,35,065,9896,80,777,81261,5

7373,062,05,578,6959,20,993,21342,8

7373,059,07,078,69511,40,993,21342,8

8988,975,96,595,210213,21,3114,31464,2

8988,972,98,095,210216,01,3114,31464,2

102101,688,66,5108,010215,21,4127,01545,0

114 114,3 100,3 7,0 120,6 108 18,5 1,6 141,3 160 6,3

ния штанговых насосов или наличия отложений парафина, солей, гипса) внутренний диаметр и общая изогнутость проверяются оправ­кой. Длина оправки — 1250 мм, ее диаметры для различных НКТ при­водятся в таблице 6.1.6.

На каждой трубе на расстоянии 0,4-0,6 м от ее конца, снабженно­го муфтой (или раструбного конца труб НКБ), ударным способом или накаткой наносится следующая маркировка: условный диаметр труб в мм, номер трубы, группа прочности, толщина стенки в мм (для труб с условным диаметром 73 и 89 мм), наименование или товарный знак

Таблица 6.1.4
Услов-	Толщина	Давление для труб	!	56,6
3,5	32,8	6,5	72,7
4,0	37,9	8,0	69,7
5,0	47,9	6,5	85,4
7,0	97,1

Таблица 6.1.7. Размеры труб и муфт к ним по стандартам Американского нефтяного института

_____ Труба гладкая_________________ Муфта____________

'а >ʼʼ '3

к>. ? ha ? ʼʼ гй ,— ам 5 8 3 *> 3

3 3 а 3 ʼʼ а *> 3 3 ^ а ^ а- ^ * ^ ~

^ J a! J 3/ § S >4 J 4 ~^§,g|g «^

| | * *|

26,621,02,871,6833,481,028,31,630,00,23

33,426,63,382,5042,282,635,02,437,80,38

42.235,13,563,3852,288,943,83,247,20,59

48.340,93,684,0555,995,249,91,652,10,56 60,351,84,245,8773,0108,061,94,866,71,28 60,350,64,836,6073,0108,061,94,866,71,28 60,347,46,458,5673,0108,061,94,866,71,28 73,062,05,519,1888,9130,274,64,881,02,34^ 73,057,47,8212,5788,9130,274,64,881,02,3

Источник: http://referatwork.ru/category/tehnologii/view/487994_glubiny_spuska_nkt_v_skvazhinah

Освоение нефтяных и газовых скважин

Освоением скважины называется вызов притоков нефти или газа из скважины путем уменьшения давления столба жидкости (бурового раствора) на забой скважины.

Освоение проводят после бурения скважины, перед сдачей ее в эксплуатацию.

Способы освоения скважин.

1. уменьшение плотности бурового раствора путем разбавления его водой или другими более легкими жидкостями.

2. аэрирование (продувание через него газа, воздуха) – разбавляя воздухом, уменьшается плотность, и раствор становится легче.

3. понижение уровня жидкости в скважине, путем тартания (черпания) желонкой, представляющая собой трубу, внизу который расположен клапан открывающийся внутрь – опускается на лебедке и вычерпывается.

или свабирование свабом (поршень опускается на канате до забоя и быстро поднимается).

Применение сваба и тартания желонкой для фонтанирующих скважин – запрещается, так как в этих случаях устье должно быть открытым, а это приводит к выбросу, аварии.

КОНСТРУКЦИЯ СКВАЖИНЫ

Направление

Кондуктор

Техническая

Эксплутационная

НКТ

Пакер

Конструкция скважины – это сведения о диаметре и глубинах спуска обсадных колон, диаметрах долот и высоты подъема цементного раствора за обсадными колонами.

Должна отвечать следующим требованиям:

1) Устойчивость стенок ствола и надежное разобщение нефтеносных, газоносных и водяных пластов друг от друга.

2) Надежное сообщение ствола скважины с продуктивным пластом.

4) Возможность спуска в скважину подъемных средств, для извлечения из пласта нефти или газа.

5) Возможность проведения различных скважинных исследований, и ремонтно-профилактических работ, со спуском приборов или специального оборудования для обеспечения высоких характеристик скважин.

Обсадные колоны в порядке их спуска называют:

1. Направление – предохраняет от размыва промывочным раствором рыхлых пород в близи устья скважины, глубина 150м. диаметр 420мм.

2. Кондуктор – 2-ой ряд обсадных колон, перекрывает и изолирует трещиноватые и кавернозные пласты, которые встречаются в верхней части разреза и осложняют бурение, если их не перекрывать. В условиях Севера перекрывают многолетние мерзлые породы (ледяные линзы). Глубина до 600м. диаметр 324мм.

3. Техническая – служит для перекрытия пластов, которые могут поглощать промывочную жидкость, обваливаться или из них поступает много жидкости или газа. Глубина 1200 – 1400м. диаметр 245 – 219мм. В сеномане техническая колонна будет эксплуатационной.

4. Эксплуатационная – служит для эксплуатации скважины. Глубина 900м и более диаметр 168мм.

Все колонны цементируются от забоя до устья, цемент подается в ствол скв. Межколонное давление после цементирования, должно равно 0, если выше, то не герметичность цемента. Если происходит выход газа на поверхность возле устья – это называется ГРИФОНОМ или нефтегазопроявлением.

НКТ – насосно-компрессорные трубы. Служит для направления потока жидкости по стволу скважины, а так же для проведения различных скважинных исследовании и ремонтно профилактических работ. Она спущена до верхних отверстий перфорации. Сеноман – 168мм. Валанжин – 89мм. Нефть – 73мм.

Пакер– резиновое уплотнение между НКТ и эксплуатационной колонной (представляет собой резиновый сальник). Служит для герметизации межтрубного пространства на определенной глубине.

Дата добавления: 2016-07-29; просмотров: 3085; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник: https://poznayka.org/s54335t1.html

Насосно-компрессорные трубы (НКТ) и их назначение

Насосно-компрессорный трубопровод – это система повышенной прочности, устойчивая к агрессивным воздействиям и повреждениям. Это связано с тем, что трубы НКТ изготавливают из сверхпрочной стали или алюминиевого сплава.

В основном их применяют для транспортировки газов и жидкостей, для нагнетания воды, для организации свайных фундаментов (используются трубы диаметром от 89 мм). Хорошие технические характеристики подобных труб – одна из причин их повсеместной эксплуатации.

Применение насосно-компрессорного трубопровода

Улучшенные характеристики и свойства компрессорных трубопроводов связаны с технологией их изготовления. Труба НКТ не имеет швов, она монолитна, благодаря чему сохраняется полная герметичность трубопровода.

Подобные изделия относятся к трубопроводам широкого спектра назначения. Компрессорные трубы применяют для:

• комплектации газовых скважин;
• организации нефтяных скважин;
• в качестве конструкций по извлечению тяжелых нефтепродуктов;
• в качестве конструкций для нагнетающих скважин;
• организации свайного фундамента (если размеры труб соответствуют 89, 102, 114 мм).

Классификация и характеристики

В зависимости от способа соединения сегментов трубопровода, компрессорные трубы делятся на:

• изделия с гладкими концами (изготавливаются из нержавеющей стали категорий прочности Е, М, Л, К, могут дополняться стальными муфтами для сборки трубопровода);
• изделия с высаженными наружу концами (оснащаются наружной резьбой и одной муфтой, изготавливаются из стали категорий Д, Л, М, Е, К).

Насосно-компрессорные трубы имеют модификации (виды), которые зависят от сферы применения изделий. К таким видам относятся:

1. Безмуфтовые изделия (НКБ). Основное их назначение – обеспечение герметичности стыков при давлении не более 50 мПа. Конструктивно они оснащены концами с высадкой наружу, а также коническими уплотнителями, которые повышают гидроизоляционные свойства трубопровода. В соединении стыков элементов трубопровода участвует трапецеидальная резьба. Могут применяться в дачном строительстве, если диаметр изделий будет составлять от 89 мм.
2. Муфтовые изделия (НКМ). Они также выдерживают давление до 50 мПа, сохраняя гидроизоляционные свойства. Прочность тела таких элементов достигает 90%. Для максимально надежного соединения изделия оснащаются трапецеидальной резьбой.

   Трубы НКТ

3. Компрессорные алюминиевые трубы. Их изготавливают из алюминиевого сплава, что повышает их стойкость к щелочным и кислотным средам и коррозии. Трубопроводы этого вида имеют максимальные показатели удельной прочности – в 2,5 раз больше, чем у других. Благодаря этому можно создавать магистрали, размеры которых в 2,5 раза длиннее. Для их организации применяются изделия диаметром от 89 мм.
4. Насосно-компрессорный трубопровод со спецпокрытием (жидкое стекло, лак, эпоксидка, эмаль). Специальное покрытие служит защитным слоем от гипсовых, парафиновых, солевых отложений. Их применение оправдано на участках, где сложно осуществлять ремонт, поскольку защитный слой продлевает срок службы магистрали.
5. НКТ из стеклопластика. Назначение таких изделий — применение в нагнетательных, добывающих или утилизационных скважинах.

Исходя из классификации, подобные трубы имеют не только различный вес и размеры, они также изготавливаются из различных материалов, не ограничивающихся нержавеющей сталью.

Размеры НКТ нормирует ГОСТ, согласно ему, диаметр стальных труб может варьироваться от 27 до 114 мм (в обычном строительстве наиболее часто используют трубы диаметром 89-114 мм) при толщине стенок в 3-7 см. Длина стальных сегментов не может превышать 11,5 м.

Преимущества изделий

Хорошие эксплуатационные свойства дают насосно-компрессорным трубопроводам преимущества. К таким преимуществам относят:

Муфта для соединения НКТ труб

• Высокую герметичность стыков – гидроизоляция сохраняется даже при давлении в 50 атм.
• Износостойкость – стойкость к разрушению обусловлена как механической, так и химической прочностью материала. При изготовлении НКТ тестируют на устойчивость к коррозионному расклеиванию. Поэтому их используют для монтажа, где невозможен частый ремонт.
• Высокую проходимость – проходимость сечения сохраняется не только на прямых участках, но и на сгибах трубопровода.
• Устойчивость к агрессивным средам (кислотным, щелочным и т.д.), поэтому им не требуется частый ремонт или прочистка.

К недостаткам подобных изделий можно отнести их большой вес, что усложняет транспортировку и установку коммуникаций. Сложность монтажа также связана с материалом, который тяжело поддается обработке для создания разводки нужной конфигурации. Также сложен ремонт с заменой отдельных элементов системы.

Ремонт НКТ труб (видео)

Специфика эксплуатации НКТ трубопроводов

При монтаже насосно-компрессорных изделий необходимо учитывать общие правила. К таким правилам относят:

1. При погрузочно-разгрузочных работах используется кран (даже если применяются трубы диаметром в 89 мм для организации свайного фундамента в дачном строительстве).
2. При транспортировке НКТ применяют механизированные трубовозки (при этом запрещено, чтобы они провисали).
3. При укладке изделий на резьбовые элементы трубы надевают предохранительные кольца, чтобы не потребовался ремонт резьбы, после чего размещают на деревянных брусках.
4. При оценке состояния трубопровода используют шаблон. Такое приспособление должно иметь меньшие размеры диаметра (на 3 мм примерно), чем у трубы. Шаблон пропускают через все тело трубопровода, проверяя его целостность.
5. При свинчивании элементов необходимо обработать муфту и ниппеля щеткой по металлу, затем – нанести смазку на резьбу.
6. Запрещено применять удары и механически воздействовать на муфту для облегчения свинчивания трубопровода, в противном случае может потребоваться ремонт резьбы.

Источник: http://HomeBuild2.ru/truby/ntk-nasosno-kompressornye.html

Фонтанная эксплуатация, артезианское и газлифтное фонтанирование. нкт, типы труб. устьевое оборудование. технологические режимы работы

Процесс добычи нефти включает перемещение флюидов (нефти, газа и воды) в пласте к забоям добывающих скважин, подъем добываемой нефти с забоев на поверхность и промысловый сбор продукции скважин. Подъем нефти в стволе скважины называют способом эксплуатации.

Подъем нефти в стволе скважины может происходить либо за счет пластовой энергии Епл, либо за счет пластовой и искусственной вводимой в скважину с поверхности энергией Еи.

В стволе скважины энергия расходуется на преодоление силы тяжести гидростатического столба нефти с учетом противодавления на выкиде скважины (на устье) и сил сопротивлений, связанных с движением — путевого (гидравлическое трение), местного (расширение, сужение, изменение направления потока) и инерционного (ускорение движения).

Епл+Еи=Есм+Етр+Ем+Еин (5)

В общем балансе расходы энергии на местные (Ем) сопротивления очень малы, поэтому ими всегда пренебрегают.

Если скважина работает за счет только пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт (залежь), то такой способ ее эксплуатации называют фонтанным, а само явление — фонтанированием. Понятно, что при фонтанном способе Еи=0.

Если скважины не могут фонтанировать, то их переводят на механизированный способ эксплуатации: газлифтный или насосный, когда Епл > 0 и Еи>0. В этом случае за счет пластовой энергии нефть поднимается только на высоту, меньшую глубины скважины, то есть уровень жидкости в скважине не доходит до устья (выкида) скважины.

Для поднятия жидкости до устья и подачи ее в выкидную линию (сборный трубопровод) требуется ввести в скважину искусственную энергию Еи. При газлифтном способе в скважину вводят энергию сжатого газа Ег, а при насосном — энергию, создаваемую насосом.

При эксплуатации скважины любым (фонтанным, газлифтным, насосным) способом по мере передвижения нефти по стволу с забоя на поверхность вследствие уменьшения давления из нее выделяется растворенный газ, если давление меньше давления насыщения нефти газом, и образуется газожидкостная смесь.

Выделившийся газ в восходящем потоке аналогично газу, вводимому в скважину при газлифтном способе, выполняет работу по подъему жидкости в трубе, то есть выполняет роль подъемника жидкости (газожидкостного подъемника), причем жидкость может быть однофазной (нефть) или двухфазной (смесь нефти и воды).

В качестве подземного оборудования используются насосно-компрессорные трубы (НКТ) и насосное оборудование в зависимости от способа эксплуатации.

Фонтанные арматуры изготавливают (ГОСТ 13846—84) по восьми схемам для различных условий эксплуатации. Их классифицируют по конструктивным и прочностным признакам:

1) рабочему давлению (7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа);

2) схеме исполнения (восемь схем);

3) числу спускаемых в скважину труб (один и два концентричных ряда труб);

4) конструкции запорных устройств (задвижки и краны);

5) размерам проходного сечения по стволу (50—150 мм) и боковым отводам (50—100 мм).

Рис. 3. Фонтанная арматура.

Фонтанная арматура (рис. 3)включает трубную головку и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами. Трубная головка предназначена для подвески НКТ и герметизации пространств между ними и обсадной эксплуатацион­ной колонной.

При оборудовании скважины двумя концентричными колоннами НКТ (двухрядная конструкция подъемника) трубы большего диаметра подвешиваются на резьбовом соединении нижнего тройника (крестовины), который устанавливается на крестовину, герметизирующую затрубное пространство. Трубы меньшего диаметра подвешиваются на резьбе переводника, размещаемом над тройником.

При однорядной конструкции подъемника нижний тройник не ставится и трубы, подвешиваемые к нему, не спускаются. Применяется также муфтовая подвеска труб.

Фонтанная елка предназначена для направления потока в выкидную линию, а также для регулирования и контроля работы скважины. Она может включать в себя либо один или два тройника (одно- или двухъярусная тройниковая арматура), либо крестовину (крестовая арматура).

Двухструнная (двухъярусная тройниковая) и крестовая конструкции елки целесообразны в том случае, если нежелательны остановки скважины, причем рабочей является верхняя или любая боковая струна, а первое от ствола запорное устройство — запасным.

Для спуска в работающую скважину глубинных прибора и устройств вместо буфера ставится лубрикатор.

На фланцах боковых отводов трубной головки и фонтанной елки предусматриваются отверстия для подачи ингибиторов коррозии и гидратообразования в затрубное пространство и ствол елки, а также под карман для термометра.

Арматуру выбирают по необходимому рабочему давлению, схеме, числу рядов труб, климатическому и коррозионному исполнению.

К запорным устройствам арматуры относятся проходные пробковые краны с ручным управлением и прямоточные задвижки с ручным, пневматическим дистанционным или автоматическим управлением.

Существенное отличие физических свойств газа от физических свойств нефти выражается в его незначительной плотности, высокой упругости, значительно меньшей вязкости, определяет специфику разработки газовых и газоконденсатных месторождений, заключающейся в том, что газ добывают в основном фонтанным способом. При этом сложная и протяженная система газоснабжения от залежи и до потребителя, полностью герметична и представляет собой единое целое.

Газовые месторождения разделяют на газовые и газоконденсатные. На газовых месторождениях из скважин поступает чистый газ (природный газ) вместе с небольшим количеством влаги и твердыми частицами механических примесей.

Чисто газовые месторождения встречаются очень редко Примеры газовых месторождений:

— Заполярное;

— Уренгойское;

— Медвежье.

В состав газоконденсатных месторождений входит не только легкий углеводород, но и более тяжелые углеводороды, при изменении пластового давления переходящие в жидкое состояние, образуя так называемый конденсат. Вместе с газом и конденсатом с забоя скважин поступает вода и твердые частицы механических примесей.

Основной метод добычи газа и газового конденсата — фонтанный, так как газ в продуктивном пласте обладает достаточно большой энергией, обеспечивающей его перемещение по капиллярным каналам пласта к забоям газовых скважин.

Как и при фонтанном способе добычи нефти, газ поступает к устью скважин по колонне фонтанных труб.

Условие фонтанирования определяется соотношением между эффективным газовым фактором смеси, поступающей из пласта, и удельным расходом газа, который необходимо для работы газожидкостного подъемника .

Для фонтанирования скважины необходимо, чтобы эффективный газовый фактор был больше или по крайне мере был равен удельному расходу газа при работе подъемника на оптимальном режиме.

Добычу газа ведут из одного пласта (однопластовое месторождение) и из двух и более пластов (многопластовое месторождение).

Вынос твердых частиц с забоя скважины с потоками газа обеспечивается в том случае, если скорость восходящего потока в скважине превысит критическую скорость, при которой твердые частицы еще будут находиться во взвешенном состоянии в потоке газа.

Оборудование устья и забоя скважин, а также конструкция газовой скважины практически аналогичны нефтяным скважинам.

Оборудование устья газовой скважины состоит из трех частей:

1. Колонная головка;

2. Трубной головки;

3.Фонтанная елка.

Колонная головка предназначена для соединения верхних концов обсадных колонн (кондуктора, технических и обсадных труб), герметизации межтрубных пространств и служит опорой для фонтанной арматуры. Схема колонной головки газовой скважины со шлипсовым креплением обсадных колонн показано на рис. 4.

Рис. 4. Схема колонной головки газовой скважины со шлипсовым креплением обсадных колонн:

1 — широкоопорный пьедестал; 2- опорный пьедестал для подвески эксплуатационной колонны; 3- шлипсы; 4 и 7 — нижнее и верхнее кольца; 5 — отводной патрубок; 6 — уплотнение; 8 — нажимная гайка.

Трубная головка служит для обвязки одного или двух рядов фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами, а также для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины.

Обычно трубная головка представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами и трубной подвеской. Боковые отводы позволяют закачивать в межтрубное пространство воду и глинистый раствор при глушении скважины, ингибиторы гидратообразования и коррозии, измерять затрубное давление, а также отбирать газ из него.

Рис. 5. Трубная головка и фонтанная елка с тройниковой арматурой:

1, 11-фланцы, 2, 9 — буферы, 3 — вентиль, 4 — манометр; 5 — задвижка; 6 — крестовина; 7, 10 — катушки; 8 — тройник; 12 — штуцер.

Фонтанная елка предназначена для управления потоком продукции скважины и регулирования его параметров, а также для установки манометров, термометров и приспособлений, служащих для спуска и подъема глубинных приборов. Фонтанная елка показана на рис. 5.

Елка состоит из вертикального ствола и боковых отводов — выкидов. На каждом отводе устанавливают по две задвижки: рабочую и резервную. На стволе установлены центральная и буферные задвижки. Для высокодебитных скважин оборудование устья имеет ряд изменений, рис.

6.

Рис. 6. Комплекс устьевого оборудования для высокодебитных скважин.

Кроме устьевого оборудования на скважине устанавливают оборудование и на забое скважины. Оборудование забоя газовых скважин зависит от:

— литологического и фациального составов пород и цементирующего материала, слагающих газовмещающий коллектор;

— механической прочности пород;

— неоднородности коллекторских свойств пласта по разрезу;

— наличия газоносных, нефтеносных и водоносных пластов в продуктивном разрезе;

— местоположения скважины на структуре и площади газоносности;

— назначения скважины.

Подземное оборудование ствола газовых скважин позволяет осуществлять:

1. Защиту скважины от открытого фонтанирования;

2. Освоение, исследование и остановку скважины без задавки ее жидкостью;

3. Воздействие на призабойную зоны скважины;

4. Эксплуатацию скважины на установленном технологическом режиме;

5. Замену колонны НКТ (фонтанных) труб без задавки скважины жидкостью.

Схема ствола скважины показана на рис. 7. В стволе фонтанных скважин размещают колонну НКТ. Этим обеспечивается предохранение обсадных труб от эрозии, вынос твердых частиц с забоя, использование затрубного пространства.

Рис. 7. Схема подземного оборудования.

1 — пакер эксплуатационный; 2 — циркуляционный клапан; 3 — ниппель; 4 — забойный клапан-отсекатель с уравнительным клапаном; 5 — разобщитель колонны НКТ; 6 — ингибиторный клапан; 7 — клапан аварийный, срезной; 8 — НКТ; 9 — жидкий ингибитор коррозии и гидратообразования; 10 — хвостовик.

Глубину спуска кондуктора в газовых скважинах Н (в м) определяют подбором из равенства

(6)

или приближенно

(7)

где L — глубина скважины; к — удельная газовая постоянная; Т — средняя температура на длине (L — h); rсp — средняя объемная плотность горных пород разреза на длине h; Рн -начальное пластовое давление газа; g — ускорение свободного падения; rв — плотность пластовой воды.

Малая вязкость газа требует особых мер по созданию герметичности обсадных колонн и межтрубного пространства газовых скважин.

Герметичность обсадных труб достигается применением резьбовых соединений на концах труб и муфтах с трапецеидальной формой поперечного сечения с тефлоновыми уплотнительными кольцами, использованием фторопластовой уплотнительной ленты, герметизирующих уплотнительных составов для муфтовых соединений типа УС-1, ГС-1.

Герметичность заколонного пространства обеспечивается применением цементов определенных марок, дающих газонепроницаемый, трещиностойкий цементный камень. При значительных пескопроявлениях продуктивного пласта на забое скважины образуются малопроницаемые для газа песчаные пробки, существенно снижающие дебит скважин.

Для защиты забоя скважины от попадания песка устанавливают различные фильтры: с круглыми отверстиями, щелевые и проволочные. При добыче кислых газов, главное — защита обсадных и фонтанных труб и оборудования от агрессивного действия сероводорода и углекислого газа.

Для защиты труб и внутренней поверхности обсадной колонны от коррозии и внешней поверхности НКТ осуществляется разобщением пласта и затрубного пространства скважины при помощи разобщителя (пакера) и заполнением затрубного пространства ингибированной жидкостью.

В качестве ингибиторов коррозии используются кубовый остаток разгонки масляного слоя, имеющий промышленное название И-1-А, смесь аминокислоты и полиамина жирного ряда с длинной цепью РА-23, и другие: катапин БПВ, КИ-1, КПИ-1, ПБ-5, БА-6, «Виско», ИФХАНгаз, Донбасс-1, И-25-Д.

На месторождениях с высокими пластовыми давлениями и низкими температурами используются комплексные ингибиторы коррозии и гидратообразования типа КИГИК.

В последние годы стали изготовляться высокогерметичные коррозионностойкие насосно-компрессорные трубы НКТ-114 из сталей марок 18Х1ГМФА, 18Х1Г1МФ группы прочности К, размером 114 х 7 мм для оборудования скважин на месторождениях, содержащих сероводород. Они выдерживают давление до 50 МПа.

Рекомендуемые страницы:

Воспользуйтесь поиском по сайту:

Источник: https://megalektsii.ru/s16240t3.html

Все про насосно-компрессорные трубы НКТ: назначение, эксплуатация и характеристики

Насосно-компрессорные трубы предназначены для перемещения газообразных или жидких веществ в тяжелых условиях и в присутствии агрессивной среды. Требования к этим изделиям предъявляются чрезвычайно высокие, так как они используются для откачки газа и нефти и нагнетания жидкости или газа.

Обязательные характеристики

ГОСТ на насосно-компрессорные трубы регулирует не только размеры, но и механические и химические качества. Нефть и сероводород – далеко не инертные среды, и НКТ по меньшей мере должна обладать высокой стойкостью к действию кислот. Кроме того, трубопровод предохраняет обсады от эрозии и коррозийных факторов.

Основные требования, предъявляемые к изделиям таковы:

• герметичность соединений – сохраняется при давлении жидкостей и газов до 50 атм;
• очень высокая износостойкость – скважины эксплуатируются весьма интенсивно и останавливать ее работу для постоянного ремонта невыгодно. Стойкость к износу обуславливается не только механической прочностью материала, но и химической. В тесты обязательно включается контроль за коррозионным сульфитным растрескиванием;

• проходимость в сложных местах шахты – далеко не всегда удается размещать ствол вертикально;
• прочность – главными параметрами считаются растяжение и ударная вязкость.

Чтобы эксплуатация насосно-компрессорных труб оправдывала себя, продукция компаний-изготовителей проходит следующие испытания:

• напряжение – изделие выдерживает совместную нагрузку собственного веса и массы рабочей жидкости как в рабочем режиме, так и в процессе изъятия из скважины;
• взрыв – трубопровод выдерживает штатное и критическое давление в отсутствие внешнего давления или при малой его величине;
• сжатие – сжимающая нагрузка, возникающая при монтаже паркеров или комплектации двойных стволов;
• обвал – НКТ рассчитаны на стойкость к высокому внешнему давлению – грунт, обсада, при полном отсутствии внутреннего;

• стимуляционные нагрузки – возникают при кислотных работах, перемещении гидроразрывочных флюидов и так далее;
• муфта – отличается полной герметичностью и стойкостью к растяжению и сжатию. Это самое слабое место системы и его качеству уделяется повышенное внимание;
• коррозия – изделие должно демонстрировать стойкость к действию сероводорода, кислот, двуокиси углерода и прочих веществ на всем протяжении эксплуатационного срока. Последний оставляет 20 лет.

Трубопровод любого назначения по ГОСТ получают из горячекатаного листа соответствующей толщины. Насосно-компрессорная труба – бесшовная, так как такие нагрузки не выдерживает никакой шов. Готовая заготовка прокалывается и вытягивается до соответствующего диаметра.

На дистанции в 40–60 см от края готового изделия наносится маркировка. На ней указывают всю необходимую информацию: группу сплава – K, E, L, M, знак товара, дату и размерные параметры. Маркировка позволяет быстро сортировать трубопровод и применять по назначению.

Производство насосно-компрессорной трубы не ограничивается только сталью.

• При изготовлении стальных изделий используется сталь марки 30XMA, 30 и 20 с определенной группой прочности. Изделия, не соответствующие стандартам ГОСТ, переплавляются.

НКТ не производят из нержавеющей стали. Чтобы предупредить коррозию, осаждение парафинов, гипса, солей производители применяют специальные составы – лаки, жидкое стекло, эпоксидные смолы. Покрытие наносится на внутреннюю поверхность трубопровода.

Размеры регулирует ГОСТ. Стальные изделия выпускаются с диаметром от 27 до 114 мм, с толщиной стенок от 3 до 7 мм и разной длины: размеры отрезков могут достигать 11, 5 м.

• Колонны из алюминиевых сплавов отличаются куда большей легкостью, длина монтажных отрезков здесь больше. Кроме того, алюминиевые сплавы обладают высокой стойкостью к коррозии, в том числе и сероводородной, поэтому их производство не требует введения специальных добавок или нанесения защитных покрытий.
• Стеклопластиковые изделия производители предлагают применять в утилизационных и нагнетательных скважинах.
• Существуют также гибкие НКТ с малым диаметром. Они используются при капитальных и текущих ремонтных работах без остановки скважины, и позволяет снизить простои до минимума. Эксплуатация гибких труб ограничивает глубину – до 5400 м, и объем передаваемой жидкости – до 160 л/мин.

Разновидности изделий

По методу соединения фрагментов различают два вида изделий.

• Гладкие применяют при монтаже систем со штатным давлением до 50 атм. Герметичность стыковки здесь производится за счет конической поверхности на изделии с меньшим диаметром. Плотную стыковку обеспечивает трапецеидальная резьба.
• НКТ с высаженными концами – на них нарезают резьбу, а с одной стороны навинчивают муфту. Там же ставят маркировку. Муфта к насосно-компрессорным трубам обеспечивает прочность стыковки равную 90% от параметров самого трубопровода. Используются изделия с высаженными концами также при давлении до 50 атм.

В зависимости от назначения – характера жидкости или газа, продукцию классифицируют следующим образом:

• изделия для комплектации газовых скважин;
• трубопровод для нефтяных скважинах;
• для извлечения тяжелой нефти;
• продукция для нагнетающих скважин, где особо важна стойкость к внутреннему давлению.

Насосно-компрессорные трубы вводят в уже готовые обсадные, для фиксации их используют паркеры. Колонна может извлекаться из скважины, если требуется заменить ее или отремонтировать. Поэтому при установке важно спроектировать колонну таким образом, чтобы обеспечить простое и безопасное извлечение.

В одной шахте могут быть установлены разные по эксплуатационным характеристикам трубы для работы на разных продуктивных горизонтах. Инструкция по эксплуатации насосно-компрессорных труб допускает не более двух таких конструкций в одной шахте.

Источник: http://TrubyGid.ru/asosno-kompressornye-truby-nkt

Рекомендация Р-46/2013-ОК Нефтегаз «Насосно-компрессорные трубы»

ФОНД «НАЦИОНАЛЬНЫЙ НЕГОСУДАРСТВЕННЫЙ

РЕГУЛЯТОР  БУХГАЛТЕРСКОГО  УЧЕТА

«БУХГАЛТЕРСКИЙ МЕТОДОЛОГИЧЕСКИЙ ЦЕНТР»

(ФОНД «НРБУ «БМЦ»)

Разработана

Некоммерческой организацией

ФОНД «НРБУ «БМЦ»

Принята ОК Нефтегаз 2013-11-17

РЕКОМЕНДАЦИЯ  Р-46/2013-ОК НЕФТЕГАЗ
«НАСОСНО-КОМПРЕССОРНЫЕ ТРУБЫ»

СФЕРА ПРИМЕНЕНИЯ

Настоящия рекомендация применяются в отношении НКТ, используемым организацией в связи с добычей углеводородов на действующем месторождении.

ОПИСАНИЕ ПРОБЛЕМЫ

При добыче нефти и газа нефтегазодобывающие компании используют, в том числе, насосно-компрессорные трубы (НКТ) и фонтанную арматуру (ФА).

Указанное оборудование используется для комплектации подвески, необходимой для осуществления технологического процесса по добыче углеводородов.

В процессе добычи нефтегазодобывающая компания обычно осуществляет различные операции со скважиной, в которую опускается подвеска. Среди таких операций — ремонт скважины, кислотная обработка, иные внутрискважинные работы.

В результате проводимых операций подвеска претерпевает несколько спускоподъемных операций (СПО) за отчетный период (год).

В результате СПО часто происходит отбраковка и замена насосно-компрессорных труб (ремонт, частичная ликвидация подвески). В ходе ремонта НКТ часть трубы, как правило, отрезается и заменяется новой частью.

НКТ работает в агрессивной среде, в связи с чем, любая маркировка со временем нарушается.

Пунктом 6 ПБУ 6/01 «Учет основных средств» предусмотрено понятие инвентарного объекта основных средств.

Инвентарным объектом основных средств признается объект со всеми приспособлениями и принадлежностями или отдельный конструктивно обособленный предмет, предназначенный для выполнения определенных самостоятельных функций, или же обособленный комплекс конструктивно сочлененных предметов, представляющих собой единое целое и предназначенный для выполнения определенной работы.

Тем самым, с точки зрения ПБУ 6/01, инвентарным объектом основных средств, в который входит НКТ, изначально представляется только подвеска (сборно-разборная конструкция, состоящая из насосно-компрессорных труб определенного типоразмера и длины с различной датой приобретения, скрепленных между собой). Однако, такой объект в том виде, который изначально спускается в скважину, как правило, существует менее 12 месяцев, то есть не может рассматриваться как основное средство.

В свою очередь учет НКТ в качестве материалов, по следующим причинам:

— для НКТ (безотносительно подвески) выполняются критерии признания основных средств, поименованные в п. 4 ПБУ 6/01 «Учет основных средств».

— с точки зрения ПБУ 10/99 «Расходы организации», расходы должны признаваться в отчете о прибылях и убытках с учетом связи между произведенными расходами и поступлениями (соответствие доходов и расходов). Поскольку трубы НКТ используются для получения доходов в течение периода, превышающего 12 месяцев, их единовременное списание будет искажать бухгалтерскую отчетность.

ТОЛКУЕМЫЕ НОРМАТИВНЫЕ И ИНЫЕ ДОКУМЕНТЫ

Источник: http://bmcenter.ru/Files/MR-2-NG-project

Стальные трубы для нефтяной и газовой промышленности

В нефтяной и газовой промышленности используются исключительно стальные трубы различного диаметра, стандартного круглого сечения.

Это обусловлено тем, что большинство трубопроводных сооружений эксплуатируется при высоком давлении и находится под действием значительных внешних нагрузок. Круглое сечение труб обеспечивает их прочность, при одновременно максимальной пропускной способности.

Нефте- и газопромысловые трубопроводы

Для строительства промысловых трубопроводов применяются трубы малого и среднего диаметров. Они служат для транспортировки добываемого сырья от разрабатываемой скважины до пункта сбора и хранения сырой нефти и газа.

Вследствие интенсивного коррозионного разрушения внутренней поверхности срок службы таких труб небольшой и составляет период от 1 до 5 лет. После демонтажа такие трубы как правило не подлежат восстановлению для повторного использования.

Магистральные трубопроводы

При сооружении магистральных трубопроводов в зависимости от класса применяются стальные трубы среднего или большого диаметра, для обеспечения соответствующей пропускной способности.

Трубы для магистральных нефтегазопроводов регламентируются ГОСТ 20295-85. Основными параметрами характеризующими надежность таких труб служат прочность и устойчивость. Для защиты от коррозионного разрушения трубы надежно изолируются.
По окончании срока эксплуатации трубы могут быть восстановлены для дальнейшей эксплуатации в менее ответственных системах.

Насосно-компрессорные трубы

Трубы насосно-компрессорные (НКТ) необходимы при разработке нефтяных и газовых скважин, для доставки добываемого сырья из разрабатываемого пласта на поверхность. НКТ как правило эксплуатируются в жестких условиях. Они постоянно подвергаются действию продольных, скручивающих и изгибающих нагрузок, воздействию коррозионно-активных компонентов, сопровождающих процесс нефтедобычи.

Поэтому к НКТ предъявляются такие требования как прочность, герметичность и износоустойчивость. Основным отличием данного типа труб от остальных является наличие резьбовых соединений и большая толщина стенки, обеспечивающая устойчивость колонны.

В конце 2012 года, ЧТПЗ начал поставку труб OCTG предприятиям энергетического комплекса.

Обсадные трубы

Обсадные трубы используются при разработке нефтяных и газовых скважин во время проведения буровых работ. Они необходимы для укрепления стенок скважины, предотвращения обводнения и для разделения нефтяных и газоносных пластов.

В качестве обсадных применяются трубы среднего диаметра (от 114 мм). В некоторых случаях допускается использование лежалых или бывших в употреблении труб.
Одним из основных требований к обсадным трубам является прямолинейность.

• Вес трубы
• Маркировка и условные обозначения
• Каталог производителей

Источник: http://truboprom.com/truby/stalnye/dla-nefti-i-gaza

2 главных категории нефтяных трубок: от добычи до транспортировки

Нефтяные трубки применяют и при добыче, и во время транспортировки нефти. Классификация трубопроводов достаточно обширна — причём каждый из видов нефтяных трубопроводных изделий обладает своими уникальными характеристиками и свойствами.

В нефтяной промышленности используется очень много разноколиберных труб

В этой статье говорится о том, какие нефтепроводные коммуникации используют нефтяники: какие трубы нефтяного сортамента (виды трубопроводов) ставят при возведении нефтепровода, какое оборудование для бурения скважин используют и др.

Кроме того, в этом материале рассмотрены виды нефтяных скважин и основные способы эксплуатации скважин.

• нефтепромысловые;
• трубки для транспортировки нефти.

Нефтепромысловые трубные изделия бывают 3 видов:

1. обсадные;
2. бурильные;
3. насосно-компрессорные.

Трубки для добычи нефти: обсадные, для скважин с резьбовыми соединениями

Обсадные трубки предотвращают такие негативные последствия работы подобных трубопроводных изделий:

• деформация стенки скважины;
• смещение пластов;
• деформация нефтедобывающего оборудования;
• остановка транспортировки нефтяных продуктов.

Обсадные варианты труб обязательно нужны для добычи нефти

Обсадные трубопроводные элементы имеют диаметр, равный 114—508 миллиметров (мм), а толщина трубных стенок составляет 5–16 мм.

• ГОСТ 632–80,
• Ту 14–3р-76–2004,
• Ту 14–3р-29–2007 и др.

Во время добычи чёрного золота в качестве обсадных применяют 2 типа трубопроводных изделий:

1. трубки, которые имеют двухстороннюю нарезанную трубную резьбу;
2. трубопроводные элементы, которые оснащены резьбой под муфту;
3. трубы, имеющие безмуфтовые раструбные соединения.

Нужно иметь в виду специфику применения обсадной трубы — в подобной ситуации монтажники обращают внимание на минимальный внешний диаметр раструбов и муфт, который практически равен внешнему диаметру трубопроводного изделия.

Бурильные трубы нефтяного сортамента: диаметр, производство, размеры, вес, ГОСТ

Для того чтобы пробурить скважину, нефтяники используют бурильные трубы. Бурение скважин заключается в том, что бурильное трубное изделие передаёт вращающий момент с буровой установки на резцы, которые бурят землю, различные породы или скалы. Бурильные утяжелённые трубы выдерживают максимальное давление при добыче черного золота.

Бурильные трубы должны быть максимально прочными

Бурильные трубопроводные изделия изготавливают по таким техническим документам:

• ГОСТ Р 50278–92,
• Ту 14-161-175-98,
• Ту 14–3р-76–2004 и др.

Буровые трубы имеют внешний диаметр, равный 60,3–139,7 мм, а толщина трубной стенки равна 7,1–10,5 мм.

Утяжелённые бурильные трубы имеют такие технические особенности:

1. такие трубопроводные изделия являются бесшовными трубами;
2. в процессе изготовления рабочие оснащают бурильные трубы наваренным замком;
3. сварные швы должны быть ровными — без дефектов. Подобные швы выводят трубопроводное изделие за пределы максимального допуска по диаметру;
4. сварные трубные швы подвергаются термообработке — рабочие закаливают их;
5. сварное трубопроводное соединение производители проверяют не только на качество шва, но и на изгиб.

Суровость требований понятна если от трубопроводного изделия отвалился замок, то это приводит к остановке оборудования — при извлечении из скважины буровой установки или при бурении ещё 1 скважины.

Общая схема буровой установки не так проста, как кажется

Буровая установка состоит из таких компонентов:

• 1 – бурильная вышка;
• 2 – бурильные насосы;
• 3,4 – обсадные и буровые трубы;
• 5 – турбобур;
• 6 – долото;
• 7 – ротор;
• 8 – бурильные лебёдки;
• 9 – вертлюг;
• 10 – талевая система.

Насосно — компрессорные трубы в нефтяной промышленности:

Насосно-компрессорную трубку нефтяники погружают внутрь скважины — и в итоге через подобную трубу наружу вытекает нефть.

Насосно — компрессорная нефтяная труба имеет такие свойства:

• является прочным трубным изделием. Глубина скважины равна 100 и более метрам. При такой длине скважины вес трубопроводного изделия огромен, и по ней течёт нефть;
• герметично соединяется с остальными трубопроводными участками.

Насосно-компрессорную трубку изготавливают по таким нормативным документам:

• ГОСТ 633–80,
• Ту 14-161-198-2002,
• ГОСТ Р 52203–204 и др.

Подобные трубные изделия имеют диаметр, равный 26,7—114,3 мм, а толщина трубной стенки составляет 5–7 мм.

Именно через НКТ вытекает нефть туда куда надо

Насосно-компрессорные трубки соединяют 2 способами:

Подобные трубные соединения должны быть равны диаметру трубы.

В целях установления герметичности трубных соединений нефтяники смазывают трубки перед стыковкой. В подобной ситуации смазка предотвращает образование на трубной резьбе задиров и коррозии.

Насосно-компрессорные трубки проходят гидравлические испытания. Ведь разрыв трубы приводит к появлению у нефтяников серьёзных проблем — в итоге расходы на испытания себя окупают. Классификация нефтяных трубопроводов проста и каждый сможет ее запомнить.

Трубки для транспортировки нефти:

По таким нефтяным трубкам нефтяники транспортируют чёрное золото.

Трубки для транспортировки нефтяных продуктов обладают такими эксплуатационными условиями:

1. давление внутри нефтепроводной системы равно 10–12 МПа. Нефть является вязким материалом — в итоге,потери на трение о трубные стенки замедляют движение чёрного золота.В подобной ситуации монтажники оснащают нефтепроводные системы подпорными насосами, которые увеличивают скорость течения нефти по трубопроводу;
2. на внутренней трубной поверхности не образуется металлической коррозии (ржавчины);
3. строительство 1 нефтепровода, который имеет большой диаметр, дешевле возведения 10 небольших нефтяных трубопроводов. В итоге нефтяники ставят только большие нефтепроводные системы;
4. при возведении нефтепровода монтажники чаще пользуются не бесшовными, а электросварными трубами, которые прочнее первых;
5. производители не покрывают внутреннюю поверхность нефтепроводных трубок антикоррозионным раствором. Снаружи нефтепроводные системы покрывают битумной мастикой.

Трубки для транспортировки нефти имеют диаметр, равный 114–1420 мм. Толщина стенки электросварной трубы составляет 4 мм; бесшовной — 32 мм как максимум.

Подобные трубные изделия изготавливают по различным техдокументам, в том числе и по ГОСТ 20295–85. В этом документе говорится об основных требованиях к производству сварных трубок.

Используя специальные техрегламенты, производители изготавливают нефтяные трубки для районов Крайнего Севера, в которых нефтепроводы работают при низких температурах, и трубопроводные изделия для подводных нефтепроводных систем и др.

Кроме того, некоторые нефтяные трубки имеют специфические эксплуатационные характеристики. Нефтяные трубопроводы широко используются в энергетической отрасли и должны быть по максимуму качественными.

Источник: http://trubexpert.ru/purpose/2-glavnyx-kategorii-neftyanyx-trubok-ot-dobychi-do-transportirovki/