Простые по конструкции и не требующие специальной термической обработки детали изготовляют в ремонтномеханической мастерской.

В арматуре с прямоточными задвижками во фланцевых соединениях, за исключением соединений крестовика с тройником, тройника с переводной катушкой, применены стальные уплотнительные кольца одностороннего касания. В связи с этим на затяжку шпилек требуются значительно меньшие усилия, чем при использовании уплотнительных колец с двухсторонним касанием. После ремонтных работ задвижки подвергают гидравлическому испытанию.
2.6. Техника безопасности при эксплуатации фонтанных скважин
При эксплуатации фонтанных скважин производятся работы: по оборудованию скважин, по ремонту арматуры и чистке песчаных пробок; во время открытых фонтанов по установке задвижек и арматуры. Все эти работы имеют свою специфику.

При производстве работ при спуске НКТ необходимо принять все меры для предупреждения и открытого выброса (фонтанирования).

Основными мероприятиями являются:

заполнение скважины жидкостью заданной плотности до ее устья;

наличие работоспособного превентора;

тщательный технический и технологический надзор за состоянием скважины.

Так как спуск НКТ может проходить в газовой атмосфере (до определенных пределов), то необходимо принять противопожарные меры. Основные мероприятия сводятся к следующему:

недопущение открытого огня вблизи производства работ; выключение электроэнергии вблизи скважины; освещение зоны работ (в темное время суток) прожекторами, установленными не менее чем за 30 м от скважины; применение инструмента, не дающего искры; установка медной воронки (для предупреждения ударов муфт);

осмотр смазки трущихся частей подземных механизмов. Кроме опасности в пожарном отношении, работа в газовой атмосфере вредна, поэтому обеспечение работников противогазами, уменьшение времени пребывания в газовой атмосфере и организация медицинской помощи на месте работы являются обязательными мерами безопасности.

3.Расчетный раздел

---

3.1. Расчёт и подбор оборудования фонтанной скважины.

Фонтанирование скважины возможно при определенном технологическом режиме, который характеризуется величинами дебита, забойного, устьевого и за трубного давлений.

С течением времени по мере отбора нефти из залежи изменяются условия разработки, а значит и условия фонтанирования: изменяются пластовое, забойное давления, дебит, увеличивается обводненность и т. д. Поэтому с течением времени подъемник следовало бы заменить.

Но замена подъемника (НКТ) в скважине является сложным, дорогостоящим и в большинстве отрицательно влияющим на ее продуктивность процессом.

Поэтому подъемник проектируют на весь период фонтанирования.

При этом рассчитывают фонтанный подъемник для конечных условий фонтанирования при оптимальном режиме, а затем проверяют на пропускную способность для начальных условий при максимальном режиме.

Если рассчитанный подъемник не может пропустить начальный дебит, то его пересчитывают для начальных условий при максимальном режиме. Обычно расчету подлежат длина и диаметр фонтанных труб и минимальное забойное давление фонтанирования.

Остальные величины задают или определяют из других соображений.

Исходные данные.

Произвожу расчет фонтанного подъемника по конечным и начальным условиям фонтанирования для эксплуатационной колонны диаметром D = 0,15 м.

Исходные данные имеют следующие обозначения: глубина верхних отверстий фильтра Н₁; глубина нижних отверстий фильтра Н₂; начальный дебит скважины Q_н; конечный дебит скважины Q_к; начальное забойное давление Р_1н; конечное забойное давление Р_1к; начальное давление на устье Р_2н; конечное давление на устье Р_2к; плотность нефти ρ.

\

Требуется определить оптимальный диаметр фонтанного подъемника и выбрать необходимую марку стали труб.

Обозначение	Данные
Н1, м	2300
Н2, м	2200
Р1н, МПа	19
Р1к, МПа	16
Р2н, МПа	14
Р2к, МПа	0,7
ρ, кг/м3	830
Qн, т/сут	125
Qк, т/сут	95

---

Определяю глубину спуска НКТ L, колонна НКТ спускается до середины отверстий фильтра с целью улучшения выноса воды и песка и улучшения режима работы скважины.
L_нкт =(H₁+ H₂)/2;
(2300+2200)/2=2250 м
Нахожу оптимальный диаметр подъемника по конечным условиям фонтанирования скважины.
;
188√(830×2250)/((16-0,7)×103)×3√ (95×9,81×2250)/(830×9,81×2250×(16-0,7)×103)=59,8 мм
где Р_1к и Р_2к подставлены в Па




По полученному значению из таблицы выбираю ближайший внутренний стандартный диаметр, d_внутр = 50,3 мм который и используем в дальнейших расчетах.

Наружный диаметр, мм	48	60	73	89	102	114
Внутренний диаметр, мм	40,3	50,3	62	76	88,6	100,3

2. 
   Проверяю найденный диаметр подъемника на максимальную пропускную способность.
   
3. 
   
   

;
(15,2×10-8 × 50,33 × ((19-14)103)1,5 ) /(8300,5 ×22501,5)=72,5 т/сут

где d в мм, Р_1н и Р_2н в Па

В результате расчетов получилось, что Q_max < Q_н, найденный диаметр подъемника не устраивает. Необходимо произвести расчет диаметра подъемника по начальным условиям фонтанирования из расчета работы на максимальном режиме, используя формулу:
;
188×√2250(19-14)×106 × 3√125×8300,5 =31,04 мм,

где Р_1н и Р_2н в Па
После чего по таблице выбирается ближайший больший внутренний стандартный диаметр,
d_внутр = 40,3 мм; q_труб =4,45 кг.;
4. Определяю необходимую марку труб данного диаметра.

Расчет начинаю с марки Д.

Допустимая длина подвески для гладких труб определяется по формуле:
L_Д = Q_стрД / (К·q_тр·g);
119/(1,5×4,45×9,81)=1800 м

---

где Q_стрД - страгивающая нагрузка для труб марки Д в Н (значение выбирается из таблицы); q_тр - вес 1 м трубы в кг; g - ускорение свободного падения, К - коэффициент запаса прочности К = 1,5

Показатели		48		60		73		89		102		114
Вес 1 м трубы, кг		4,45		7,0		9,46		13,67		15,76		19,09
Страгивающая нагрузка резьбового соединения, кН	Д К Е Л М		119 156 171,5 203 234		208 274 301,5 356 411		294 387 426 503 580		446 585 645 760 877		459 602 664 782 903		567 746 822 969 1118

Так как получилось, что L_Д < L, то принимаю марку К и рассчитываю L_К.
L_К = Q_стрК / (К·q_тр·g);
156/(1,5×4,45×9,81)=2380 м
L_К > L, следует то, что марка стали К устраивает.




Заключение

Подъем по скважине нефти, газа, воды, конденсата или их смеси, а также нагнетание в пласт воды, газа, теплоносителя осуществляется с помощью оборудования, часть которого спущена в скважину, а часть расположена на поверхности, т. е. на устье, например, фонтанная арматура, или на прискважинной площадке — манифольд.

Для добычи нефти тремя основными способами — фонтанным, газлифтным и насосным в настоящее время разработаны и широко применяются соответствующие виды оборудования, для эксплуатации скважин: фонтанным способом, бескомпрессорным и компрессорным газлифтом

---

, штанговыми скважинными насосами с механическим или гидравлическим приводом, бесштанговыми насосами — гидропоршневыми, центробежными и винтовыми электронасосами.

Удельный вес применения каждого из видов перечисленного оборудования в разных странах и регионах весьма различен. В России более 70 % нефтяных скважин эксплуатируются штанговыми насосами, менее 20 % — бесштанговыми и около 10%—фонтанным и газлифтным способами. Однако по количеству добываемой нефти первое место занимает фонтанный способ, с помощью которого добывается более половины нефти и практически весь газ газовых месторождений.

В большинстве случаев фонтанный способ эксплуатации позволяет добывать из скважины наибольшее количество нефти при наименьших удельных затратах. Поэтому одной из главных задач при эксплуатации скважин этим способом является обеспечение возможности длительного фонтанирования скважины, что связано с рациональным использованием энергии пласта путем обеспечения высокого к. п. д. работы фонтанного подъемника.

Список использованной литературы

1. 
   Ю.В. Зайцев «Освоение и ремонт нефтяных и газовых скважин под давлением», М., «Недра», 2002 г.
   
2. 
   Молчанов А.Г., Чичеров В.Л., Нефтепромысловые машины и механизмы, М., «Недра», 1983.
   
3. 
   Молчанов Г.В., Молчанов А.Г., Машины и оборудование для добычи нефти и газа М., «Недра», 1984.
   
4. 
   В.С. Кроль, А.К. Карапетов «Подземный ремонт скважин с помощью канатной техники», М., «Недра», 1995 г.
   
5. 
   «Нефтегазопромысловое оборудование». Под общей редакцией В.Н. Ивановского, 2006.
   
6. 
   Акулышин А.Н. и др. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1889 г. 480 с.
   
7. 
   Бухаленко Е.И. и др. Техника и технология промывки скважин. - М.: Недра, 1982. - 197 с.
   
8. 
   Бухаленко Е.И. «Нефтепромысловые оборудования»: «Справочник» - 2-е издание, - М., Недра, 1990 г.
   
9. 
   Носырев А.М.; «Растепление нефтяных скважин с помощью каротажного кабеля в западной сибири»; ТГНУ; Тюмень 2005
   
10. 
    Крец В.Г., Шмурыгин В.А. и др. Оборудование и инструменты для ремонта нефтяных скважин. - Томск: Изд. ТПУ, 1996 с.
    
11. 
    Крец В.Г., Кольцов В.А., Лукьянов В.Г., Саруев Л.А. и др. Нефтепромысловое оборудование. Комплект Каталогов. - Томск: Изд. ТПУ, 1997. - 822 С.
    
12. 
    Справочник мастера по добыче нефти. Баку. - Азнефтеиздат, 1952. - 424 с.
    

---

Смотрите также файлы

• Гераклит Эфесский ок. 520 ок. 460 гг до н э.docx

• Химия нефти и газа Практическая работа 1.doc

• 1) IE (Rr) IUR.docx

• Социальная активность как инструмент поддержания психологического здоровья в пожилом возрасте.docx

• Реферат Установка и настройка тсзи, проведение измерений параметров пэмин, проведение аттестации объектов информатизации.docx