Фонтанная добыча нефти. 2

МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ  БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО  ОБРАЗОВАНИЯ

«Тюменский государственный  нефтегазовый университет»

Сургутский институт нефти и газа (филиал)

 

 

 

 

РЕФЕРАТ

 

Фонтанная добыча нефти. Оборудование скважин.

Капитальный ремонт скважин.

Компрессорные станции.

 

 

 

 

по дисциплине: Основы нефтегазового дела

 

 

 

 

Преподаватель:                                                  Студент:

Евпак Татьяна Фёдоровна                             Капустин Андрей Валерьевич

                                                                                           группа: НДБзс-12(4)

 

 

Сургут 2013

СОДЕРЖАНИЕ

 

 

ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………..3

 

ГЛАВА 1. ФОНТАННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ…………………...4

 

1. Оборудование для фонтанной эксплуатации………………..6

 

 

ГЛАВА 2. КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН…………..20

 

ГЛАВА 3. КОМПРЕССОРНЫЕ  СТАНЦИИ……………………22

 

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ……………….24 

ВВЕДЕНИЕ

 

После того как скважина пробурена и освоена, необходимо начать добывать из нее нефть. Хотя нужно отметить, что не из всех даже эксплуатационных скважин добывается нефть. Существуют так называемые нагнетательные скважины. В них наоборот закачивается, только не нефть, а вода. Это необходимо для эксплуатации месторождения  в целом.

Вспоминая кадры из старых советских фильмов о первых добытчиках сибирской нефти: буровая установка, сверху бьет фонтан, кругом бегают радостные люди и умываются первой нефтью. Хотелось бы отметить, что с того времени много что изменилось. И если сейчас возле буровой вышки появится фонтан нефти, то возле нее будет бегать много людей, но только они не станут радоваться, а больше будут озабочены тем, как предотвратить этот экологически вредный выброс. В любом случае то, что было показано на экране – это нефтяной фонтан. Нефть находится под землей под таким давлением, что при прокладке к ней пути в виде скважины она устремляется на поверхность. Как правило, фонтанируют скважины только в начале своего жизненного цикла, т.е. сразу после бурения. Через некоторое время давление в пласте снижается и фонтан иссякает. Конечно, если бы на этом прекращалась эксплуатация скважины, то под землей оставалось бы более 80% нефти.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ГЛАВА 1. ФОНТАННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ

 

Фонтанная добыча нефти  это способ эксплуатации скважин, при котором подъём нефти на поверхность осуществляется за счёт Пластовой энергии. Pазличают естественное (за счёт природной энергии пласта) и искусственное (при поддержании пластового давления путём закачки в пласт жидких и газообразных агентов) фонтанирование. Cкважина, эксплуатирующаяся таким способом, наз. фонтанной и оборудуется лифтовой колонной труб и Фонтанной арматурой, a также в нек-рых случаях пакерами и автоматич. или управляемыми клапанами-отсекателями для предотвращения аварийного фонтанирования. Лифтовая колонна может быть оснащена пусковыми муфтами c отверстиями для аэрирования столба жидкости, a также клапанами для освоения скважины, ввода хим. реагентов (ингибиторы коррозии, соле- и парафиноотложения и др.), циркуляции жидкости и др. оборудованием. Oсвоение скважин при Ф. д. н. (вызов притока продукции из пласта после бурения или ремонта) производится путём снижения давления столба жидкости в стволе скважины за счёт уменьшения её уровня или плотности. Cнижение уровня столба жидкости производится Свабированием или Тартанием желонкой. Для снижения плотности последовательно замещают тяжёлый буровой раствор на солёную, пресную воду и нефть, a также газируют (аэрируют) жидкость.

Эксплуатация фонтанной  скважины регулируется c помощью поверхностных и глубинных штуцеров (диафрагм c отверстиями). Чтобы получить меньший дебит, увеличивают устьевое давление, для чего на устье устанавливают штуцер соответств. диаметра либо уменьшают диаметр лифта, либо (в редких случаях) устанавливают забойный штуцер. Pежим работы фонтанной скважины (дебиты нефти, газа и воды, давления забойное и устьевое) зависит от характеристик самой скважины, лифта, штуцера и давления в нефтесборной системе. Для определения характеристики скважины и обоснования режима её эксплуатации при Ф. д. н. проводятся спец. исследования скважин. При этом темп отбора жидкости из скважины изменяется последоват. сменой диаметра штуцера, забойное давление замеряется глубинным манометром. B результате этих исследований определяют параметры установившихся технол. режимов при разных диаметрах штуцера (устьевых давлениях) и строят график зависимости дебита скважины и газового фактора от диаметра штуцера (индикаторную кривую). Oбводняющиеся и выносящие песок скважины исследуются дополнительно для установления процентов выноса воды и песка при разл. штуцерах. Tехнол. режим эксплуатации фонтанной скважины устанавливается на определённый промежуток времени исходя из её характеристики, принятой системы разработки нефт. м-ния, a также получения макс. дебита нефти, миним. обводнённости и газового фактора, выноса песка, опасности повреждения эксплуатационной колонны и др. факторов. Pазличают фонтанные скважины c устойчивым постоянным дебитом (св. 30-50 т/сут), эксплуатирующиеся постоянно c пульсирующей подачей продукции, и работающие периодически c фазами накопления и подачи продукции (см. Периодическая эксплуатация скважин). Продукция фонтанной скважины по выкидной линии направляется в ёмкости (газовые сепараторы, трапы), где происходит отделение газа от нефти. При высоком устьевом давлении продукция скважины проходит через систему трапов (б.ч. 3 трапа) c постепенным снижением давления. Поддерживая в трапе определённое давление, можно в ряде случаев создавать на устье скважины противодавление и без применения штуцера. Иногда газ, выделяющийся в трапах высокого давления, используется непосредственно для эксплуатации других скважин, уже прекративших фонтанирование (бескомпрессорный способ эксплуатации).

В зависимости от условий  разработки, характеристики продуктивного  пласта и других факторов геологического, технического и экономического характера, фонтанная добыча нефти может  вестись на протяжении всего периода  эксплуатации данного месторождения  или только его части с последующей  заменой её на механизированный способ добычи.

 

1.1. Оборудование для фонтанной эксплуатации

 

Оборудование фонтанной  скважины обычно состоит из арматуры устья и колонны НКТ. Колонна  НКТ в некоторых случаях оснащается приемной воронкой, иногда клапанами-отсекателями или седлами для установки вставных клапанов-отсекателей. Иногда в скважине устанавливают пакер.

Несмотря на относительную простоту оборудования скважин для фонтанной  добычи нефти и газа, оно выполняет  очень ответственные функции  и должно быть особенно надежно, так  как аварии с оборудованием при  фонтанировании могут привести к  выбросам и пожарам. Кроме того, оно  часто весьма металлоемко (масса  арматуры устья скважины составляет от 0,6 до 4,0 т), что при значительном числе фонтанирующих скважин  ведет к большому расходу металла. Поэтому при конструировании  арматуры необходимо стремиться не только к увеличению ее надежности, но и  к сокращению металлоемкости.

 

Наземное  оборудование:

 

1. Колонные головки

     Устье скважин  после окончания бурения оборудуется  колонной головкой, на которую  устанавливается фонтанная арматура. В зависимости от условий бурения  скважина может иметь одну  или несколько обсадных колонн. Соответственно этому меняется  и конструкция колонной головки. 

     Колонные головки  предназначены для обвязки обсадных  колонн нефтяных, газовых и газоконденсатных  скважин.

     Колонная головка  при эксплуатации скважины должна  не только герметизировать межтрубное  пространство, но и позволять  замерять в них давление, отводить  из них газ или заполнять  их тяжелой жидкостью при газопроявлении. Для этого в колонных головках имеются отверстия, закрытые пробками. Вместо пробок можно подсоединять трубки манометров или технологические трубопроводы. В некоторых случаях должно быть обеспечено передвижение колонн относительно друг друга без потери герметичности затрубного пространства (например, в случае подачи в скважину теплоносителя). Тогда колонная головка оснащается сальником, который позволяет эксплуатационной колонне перемещаться в вертикальном направлении без нарушения герметичности затрубного пространства.

     При бурении скважин  на колонных головках размещают  превентор, в процессе эксплуатации – фонтанную арматуру. Существуют шесть схем обвязки обсадных колонн (рис. 1).

 

 

Рис. 1

 

          Колонные головки изготавливают  двух типов (рис. 2):

- однофланцевые колонные головки, которые нижней частью корпуса крепят к кондуктору; на корпус и на фланец верхней части корпуса подвешивают и герметизирую техническую или эксплуатационную колонну;

- двухфланцевые промежуточные колонные головки, которые нижним фланцем корпуса устанавливают либо на колонный фланец кондуктора, либо на стоящую ниже колонную головку; на корпус и на фланец верхней части корпуса подвешивают и герметизируют техническую, промежуточную или эксплуатационную колонну.

 

Рис.  2. Колонные головки по ГОСТ 30196-94:

а - однофланцевая нижняя; б - двухфланцевая промежуточная или верхняя; I - корпус с верхним фланцем; 2 - верхний уплотнитель; 3 - трубодержатель клиньевой; 4 - боковой отвод; 5 - нижняя часть корпуса, соединяемая с обсадной трубой на резьбе, сваркой или другим способом; 6 - нижний уплотнитель; 7 - нижний фланец

 

В случаях, когда устье  скважины располагается в слабых или склонных к просадке грунтах, во избежание изгиба устьевой части  обсадной колонны под действием  сжимающей нагрузки, нижняя часть  колонной головки укрепляется стальной плитой с откосами (рис. 3).

Рис. 3. Схема укрепления нижней части  колонной головки

     Обсадные трубы  подвешивают с использованием  клиньевых и муфтовых колонных подвесок. Клиньевая подвеска состоит из корпуса и клиньев, которые в сборе устанавливают в конической расточке крестовины.

     Клиньевые подвески – три-шесть наборов клиньев с зубчатой насечкой; муфтовые – с использованием резьбовых соединений. Оборудование обвязки обсадных колонн с использованием однофланцевых колонных головок выпускают двух типов:

• ОКМ с муфтовой подвеской обсадных труб;
• ОКК с клиньевой подвеской обсадных труб.

 

 

                                       

 

 

 

 

 

На (рис. 5) представлена одна из возможных схем колонных головок.

 

Рис. 5.

 

В шифре колонных обвязок  приняты следующие обозначения: О-обвязка, К-колонна, К или М-способ подвешивания колонн (соответственно на клиньях или на муфте), 1, 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:

К1 -не коррозионностойкая (обычное исполнение)

К2-для сред, содержащих H₂S и СО₂ до 6%;

КЗ-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 H₂S и СО₂ до 6%:  ОКК2-350-140х219х426К2.

     Конструкция  оборудования позволяет восстанавливать  нарушенную герметизацию межколонного  кольцевого пространства путем  нагнетания специальных паст  или самотвердеющих пластиков. 

     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.

Герметизация межколонного пространства и фланцевого соединения осуществляется с помощью верхнего и нижнего пакеров из эластомеров или уплотнений различной конструкции. Наибольшее распространение получила конструкция пакера, приведенная на рис. Межпакерное пространство заполняется уплотнительным составом типа ЛЗ-162 по ТУ 38-101315-77 или Арматол-238 по ТУ 38-101812-83 через специальное отверстие в нижнем фланце и спрессовывается на расчетное давление, определяемое из условия предупреждения смятия верхней обсадной трубы, но не выше рабочего давления фланцев.

 

б) Фонтанная арматура, ее схемы и назначение

  Фонтанная арматура  предназначена для герметизации  устья, контроля и регулирования  режима эксплуатации скважин  (эксплуатационных и нагнетательных). Фонтанная арматура состоит из  трубной головки и фонтанной  елки  (рис. 6).  

      Трубная  головка монтируется непосредственно  на колонной головке и предназначается  для подвески одной или нескольких  колонн НКТ и герметизации  на устье межтрубных пространств.  Трубная головка должна обеспечивать  проход жидкости или газа в  межтрубные пространства, а также  позволяет контролировать давления  в них и выполнять необходимые  исследования скважины. Колонны  подъемных труб подвешивают к  трубной головке на резьбе  либо на муфте. В первом случае при однорядной конструкции лифта трубы подвешивают на стволовой катушке; при двухрядной внутренний ряд труб – на стволовой катушке, а наружный – на тройнике трубной головки.

     Фонтанная  елка монтируется на трубной  головке и предназначена для  направления отбираемых из скважины жидкости и газа в манифольд, регулирования и контроля за работой фонтанной скважины.

     Основными  деталями и узлами фонтанной  арматуры являются крестовина 1, имеющая два боковых отвода, тройник  2, имеющий один боковой отвод,  катушка или переводник 3, запорное  устройство 4, фланец под манометр  или буфер 5, кран 6, манометр 7, дроссель 8, ответный фланец 9.

     Крестовина  и тройник позволяют отводить  добываемую смесь к манифольдам или иметь сообщение с одним из межтрубных пространств. На этих же деталях можно подвесить колонну НКТ. Колонна подвешивается непосредственно на этой резьбе или через переводный патрубок 10. Катушка или переводник служат для подвески НКТ или для перехода с одного размера деталей арматуры на другой.

 

Рис. 6.

 

     Детали и  узлы арматуры соединяются между  собой резьбой, фланцами с уплотнениями  или хомутами. По этому признаку  арматура делится на резьбовую, фланцевую и хомутовую (бугельную).

Вертикальная, стволовая  часть елки выполняется тройниковой  – одно или двухструнной либо крестовой  – двухструнной. По этому признаку арматура делится на тройниковую и крестовую. Схемы фонтанной арматуры по данному признаку регламентированы ГОСТ 13846-84, по которому установлено шесть типовых схем арматуры ( рис. 7): схемы 1 – 4 – тройниковые, схемы 5, 6 – крестовые.

     Тройниковую  арматуру рекомендуется использовать  при низких и средних давлениях.  Тройниковую арматуру с двухструнной  елкой рекомендуют для скважин,  в продукции которых содержаться  механические примеси.

     Крестовая  и тройниковая однострунные арматуры  предназначены для скважин, в  продукции которых нет механических  примесей.

     Для средних и высоких  давлений рекомендуют применять  крестовую арматуру. Крестовая арматура  значительно ниже тройниковой,  что облегчает ее обслуживание. К недостаткам крестовой арматуры  относится то, что при выходе  из строя одного из отводов  необходимо закрывать нижнее  стволовое запорное устройство, а следовательно, останавливать скважину. У тройниковой арматуры с верхним рабочим отводом при выходе его из строя можно закрыть среднюю стволовую задвижку и включить в работу нижний отвод.

     При исследовании  скважин часто необходимо устанавливать  над фонтанной елкой лубрикатор  для спуска того или иного  прибора. Для этой цели в  тройниковой и крестовой арматуре предусмотрено верхнее стволовое запорное устройство.

Рис. 7

     При больших скоростях  истечения газа с абразивом  наблюдается повышенный износ  деталей арматуры. Поэтому в последнее  время вместо литых деталей  переходят к изготовлению штампованно-сварных,  изготовленных из легированных  сталей, за счет чего достигается  уменьшение веса деталей, с  этой целью также предлагаются  новые конструкции деталей .

    Запорные устройства  служат для полного перекрытия  или полного открытия проходного  сечения ствола или отвода. Регулировка  параметров потока неполным закрытием  запорного устройства не допускается.  Для регулировки параметров потока  и, следовательно, режима работы  скважины используются специальные  узлы – дроссели (штуцера). Штуцеры  применяют в основном нерегулируемого  типа (рис. 9). Втулка штуцера 4 с  калиброванным отверстием, внутренняя  поверхность которого покрыта  износостойким материалом, устанавливается  на конусе корпуса 5. Уплотнение

 

Рис. 9. Нерегулируемый штуцер

 

корпуса 5 и фланцев 1 осуществляется металлическими прокладками 2 фонтанной  арматуры. На патрубок 3 небольшой длины  приваривается фланец 1, эта часть  манифольда легко может быть снята для контроля состояния или замены втулки 4.

     В некоторых  случаях, при малом содержании  абразива, ставят регулируемые штуцеры 

( рис. 10). В этом штуцере  струя газа изменяет свое направление   на 90^о. Проходное сечение штуцера создается между иглой – наконечником 3 и втулкой штуцера 2.

 Рис. 10. Регулируемый штуцер

 

 

Изменение сечения производится вращением маховика 6. Величину открытия штуцера указывает стрелка на штоке 5, перемещающаяся по шкале стойки 4. Корпус штуцера присоединяется к отводу фонтанной арматуры с помощью резьбы или фланцевого соединения.

 

в) Фланцевые соединения фонтанной арматуры.

     Наиболее распространено  соединение узлов и деталей  арматуры с помощью фланцев.  При фланцевом соединении деталей  арматуры уплотнение осуществляется  в большинстве случаев металлическим  кольцом овального или восьмиугольного  сечения (рис. 12) Эластичные, неметаллические  уплотнения широко применяются  в поверхностных соединениях  системы сбора и подготовки  нефти.

 

Рис. 12.

     Усилие, действующее  на кольцо, не должно приводить  к его остаточным деформациям.

     В первом  варианте (рис. 12, б) уже при сборке кольцо соприкасается с канавками фланцев по их внутреннему и внешнему скосам. Уплотнение происходит за счет упругой деформации кольца и фланцев в месте их соприкосновения.

    Во втором варианте (рис. 12, в) кольцо соприкасается в начале сборки только с внешним скосом канавки у верхнего фланца и фаски у нижнего фланца. При затяжке соединения шпильками кольцо уменьшается в диаметре (в пределах упругих деформаций) и доходит до внутреннего скоса канавки, в этот момент затяжка прекращается.

   Момент упора кольца  во внутренний скос заметен  по резкому возрастанию усилия  затяжки гаек у шпилек.

     При работе  уплотнения, когда в арматуре  повышается давление, фланцы раздвигаются  под действием давления и кольцо  занимает первоначальное положение  (см. рис. 12, б). Усилия при этих двух вариантах использования кольца рассчитывают различными методами. Но в обоих случаях определяются усилия предварительной затяжки, рабочее усилие при повышении в арматуре давления, учитывается влияние разности температур откачиваемой жидкости или газа и окружающей арматуру среды и влияние веса боковых отводящих труб, подсоединенных к арматуре.

   Арматура выпускается  для использования по второму  варианту уплотнения, но на практике  часто применяется и первый.

г) Манифольд

Фонтанная арматура скважины соединяется с промысловыми коммуникациями сбора пластовой жидкости или  газа с помощью манифольда, который представляет собой сочетание трубопроводов и запорных устройств, а иногда и клапанов, обвязывающих фонтанную арматуру. Манифольд служит для подключения к трубному и затрубному пространствам агрегатов для проведения различных операций при пуске и эксплуатации скважины.

Манифольды фонтанной арматуры обычных нефтяных скважин состоят из нескольких задвижек, крестовиков, тройников, и других элементов. На более ответственных нефтяных скважинах манифольд состоит из большего числа элементов. Еще более сложны манифольды для высокодебитных газовых скважин.

 

Рис. 13. Манифольды фонтанной арматуры: а — манифольд газовой скважины; б — манифольд нефтяной скважины.

В фонтанной арматуре 1 за катушкой 2 и угловыми регулирующими  штуцерами 3 и 4 обе рабочие струны и струны затрубного пространства обвязываются манифольдом с задвижками, крестовиками, тройниками, катушками, КИП, предохранительными клапанами и продувочно-задавочной линией, состоящей из линий 5 для подключения агрегатов, сбора глинистого раствора 6, подключения сепаратора 7, штуцеров 8, ДИКТа 9 и факельной линии 10. Манифольд обеспечивает подачу в скважину ингибитора; глушение с помощью продувочно-задавочной линии и продувку скважины по трубному и затрубному пространствам; проведение газодинамических исследований; подключение насосных агрегатов на достаточном расстоянии от устья; безопасного сжигания газа и конденсата в факеле; сбор глинистого раствора и других рабочих жидкостей при освоении; глушение и интенсификацию притока жидкости к забою. В манифольдах фонтанной арматуры газовых скважин применяются клапаны-отсекатели, отключающие скважину при понижении и повышении давления по сравнению с заданным. Арматура и манифольд газлифтных и нагнетательных скважин собираются из элементов, часть которых составляет арматуру и манифольд фонтанных скважин.

 

Подземное оборудование:

 

а) Компоновки комплекса подземного оборудования

 

Рис. 14.  Схема компоновки комплекса

подземного оборудования:

 

1 – колонная головка

2 – запорная арматура

3 – ОК

4 – НКТ

5 – телескопическое соединение

6 – перепускной клапан

7 – ингибиторный клапан

8 – разъединитель колонны

9 – клапан-отсекатель

10 – пакер

11 – обратный клапан

12 – фонтанная арматура

При разрушении или повреждении  устьевого оборудования, нарушении  герметичности эксплуатационной колонны  и некачественном цементировании межтрубного  пространства, переход скважин на открытое фонтанирование можно предотвратить, применяя комплекс специального подземного скважинного оборудования, который  также предназначен для обеспечения  одновременной, раздельной эксплуатации двух продуктивных горизонтов или более, разобщения вскрытого продуктивного  горизонта от вышележащих или  нижележащих пластов, разобщения колонны  НКТ от затрубного пространства, обеспечения проведения многочисленных промысловых технологических операций, связанных с эксплуатацией или ремонтом скважины.

б) Скважинные уплотнители – пакеры. Пакеры служат для разобщения частей ствола скважины по вертикали и герметизации нарушенных участков обсадной колонны, для разобщения зон затрубного пространства, расположенных выше и ниже пакеров. Применяют в обсадной (эксплуатационной) колонне нефтяных, газовых и нагнетательных скважинах при их эксплуатации, ремонте. Перепады давления, воспринимаемые пакерами, находятся в интервале от 7 до 70 МПа. Температура окружающей среды при эксплуатации скважин может изменяться от 40 до 100 °С, а при тепловом воздействии на пласт достигает в некоторых случаях 300…400 °С.

 

в) Клапаны – отсекатели.

Клапаны –  отсекатели предназначены для автоматического перекрытия колонны НКТ и отсечки потока продукции скважины при нарушении установленного режима ее эксплуатации в результате частичного повреждения или полного разрушения устьевого оборудования, нарушения герметичности эксплуатационной колонны скважины, затрубное пространство которой загерметезировано пакером. При обустройстве скважин пакер и клапан – отсекатель обычно устанавливают непосредственно над продуктивным горизонтом.

Забойные клапаны –  отсекатели должны отвечать следующим требованиям:

• надежно автоматически  перекрывать колонну НКТ при  всех возможных нарушениях режима эксплуатации скважины;

• обладать способностью надежно устанавливаться на необходимой глубине и извлекаться без спуска и подъема НКТ;

• обеспечивать возможность  проведения различных технологических  операций ниже глубины установки  клапана – отсекателя, возможность проведения ремонтов устьевого и глубинного оборудования без глушения скважины.

Критический дебит, при котором  срабатывает автоматический клапан-отсекатель, принимают обычно на 15…20% больше оптимального. Настройка клапана обеспечивается подбором площади проходного сечения сменных штуцеров и усилия пружины. Перепад давления на сменных штуцерах допускается обычно в интервале от 0,1 до 0,7 МПа. Клапан-отсекатель обычно устанавливается в колонне НКТ на ниппель. Устанавливают его путем сбрасывания в колонну НКТ, или с использованием канатной техники, либо с применением специального посадочного инструмента. В нижней части клапан-отсекатель должен иметь замок с фиксатором для посадки на ниппель.

 

г) Насосно-компрессорные трубы (НКТ).

Из насосно-компрессорных  труб (НКТ) составляются колонны, спускаемые в скважину. Колонны НКТ могут  служить в основном для следующих  целей:

- подъема на поверхность отбираемой из пласта жидкости, смеси жидкости и газа или одного газа;

- подачи в скважину жидкости или газа (осуществления технологических процессов, интенсификации добычи или подземного ремонта);

- подвески в скважине оборудования;

- проведения в скважине ремонтных, в том числе бурильных, работ. Насосно-компрессорные трубы в нашей стране изготавливаются

согласно ГОСТ 633 и ГОСТ Р 2004 года, предусматривающим изготовление НКТ в исполнениях А и Б (А - повышенной точности) четырех конструкций:

- гладких труб и муфт к ним;

- труб с высаженными наружу концами (В) и муфт к ним;

- гладких высокогерметичных труб (НКМ) и муфт к ним;

- безмуфтовых труб (НКБ) с высаженными наружу концами.

 

Рис. 22.  Гладкая НКТ  и муфта к ней.

Рис. 23. НКТ с высадкой наружу и  муфта к ней.

 

В последние годы получили применение так называемые непрерывные наматываемые (безмуфтовые или гибкие) трубы длиной до 2500 м, а в некоторых случаях - до 5500 м. Эти трубы выпускаются с прокатного стана полной строительной длины (или отдельными бухтами длиной от 300 до 650 м, которые соединяются между собой с помощью стыковой сварки) без промежуточных резьбовых соединений и сматываются в бухту. Они спускаются в скважину со специального агрегата, обычно смонтированного на большегрузной автомашине. Такая труба вводится во внутреннюю полость НКТ и идет до забоя (если нет насоса). Подается промывочный флюид, осуществляется промывка, вытаскивается труба. Указанные трубы применяются, в основном, для проведения технологических операций (очистка скважины от песчаных и гидратных пробок, освоение скважин, забуривание вторых стволов и т.д.).