Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным способом
Обновлено: 19.05.2024
Оборудование для эксплуатации фонтанных скважин
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ ФОНТАННЫХ
СКВАЖИН
Фонтанирование скважин обычно происходит на вновь
открытых месторождениях нефти, когда запас пластовой
энергии велик.
Общее обязательное
условие для работы
любой фонтанирующей
скважины
pпл pз
p з pгс pтр p у
pтр - потери давления на трение;
pу противодавление на устье скважины
Забойное давление (Рз) должно быть достаточно большим,
чтобы преодолеть гидростатическое давление (Ргс) столба
жидкости в скважине (рассчитанное по вертикали); трение
(Ртр), связанное с движением этой жидкости в подъёмнике;
противодавление на устье скважины (Ру).
АРТЕЗИАНСКОЕ ФОНТАНИРОВАНИЕ
Фонтанирование жидкости, не содержащей пузырьков газа. Этот способ
возможен при:
• полном отсутствии растворенного газа в нефти и при забойном давлении,
значительно превышающем гидростатическое давление столба
негазированной жидкости в скважине;
• при наличии растворенного газа в жидкости, который не выделяется
благодаря давлению на устье, превышающему давление насыщения, и при
давлении на забое, превышающем сумму двух давлений
(гидростатического столба негазированной жидкости и давления на устье
скважины).
ФОНТАНИРОВАНИЕ ЗА СЧЕТ ЭНЕРГИИ ГАЗА
Фонтанирование
жидкости,
содержащей
пузырьки
газа.
При
фонтанировании за счет энергии газа плотность столба ГЖС в фонтанных
трубах мала, поэтому гидростатическое давление столба такой смеси будет
меньше.
Фонтанирование скважины может происходить при давлении на забое
выше давления насыщения (газ будет выделяться на некоторой высоте в НКТ)
или ниже давления насыщения (на забой скважины вместе с нефтью
поступает свободный газ) .
При добыче газа фонтанный способ является основным.
ФОНТАННАЯ СКВАЖИНА
Подвеску фонтанных труб и герметизацию
устья скважины (трубная головка);
Регулирование режима эксплуатации
фонтанной скважины (штуцеры);
Возможность замера давления в
затрубном пространстве и на выкиде
(манометры);
Возможность спуска в скважину различных
скважинных измерительных приборов под
давлением, не останавливая работу
фонтанной скважины (буферная
задвижка).
Фонтанная елка
Буферная
задвижка
Тройник
Центральная
задвижка
Трубная
головка
Трубная обвязка
Это скважина, в которой нефть изливается на
поверхность за счет естественной энергии
нефтяного пласта
На устье каждой скважины устанавливается
фонтанная арматура (трубная головка и
фонтанная ёлка), которая обеспечивает:
Колонная
головка
НКТ
Подъем нефти осуществляется по НКТ,
опускаемым до кровли продуктивного
пласта
Насосно-компрессорные трубы (НКТ)
При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа
на поверхность происходит обычно по НКТ, которые применительно к
способам эксплуатации еще называют фонтанными,
компрессорными, насосными, подъемными или лифтовыми.
Ограничением при выборе диаметра проходных отверстий
скважинного трубопровода служит скорость потока рабочей среды.
Для нефтяных скважин она не должна превышать 10 м/с, а для
газовых – 24 м/с. Это связано с резко увеличивающимся эрозионным
износом трубопровода и устьевого оборудования.
Основные размеры НКТ, предусмотренные существующим стандартами:
Условный диаметр 27
трубы, мм
Толщина стенки,
мм
3
33
42
48
60
73
89
102
114
3,5 3,5
4,0
5,0
6,5 7,0
8,0
6,5
7,0
Отечественная промышленность выпускает НКТ: 60, 73, 89, 114 мм
Производятся НКТ
(муфтовые гладкие)
ГОСТ 633-63:
с конической резьбой
треугольного профиля;
с конической резьбой
трапециидального
профиля;
с конической резьбой
треугольного профиля, с
повышенной
пластичностью и
хладостойкостью;
с конической резьбой
треугольного профиля с
узлом уплотнения из
полимерного материала
НКТ гладкие с резьбой треугольного профиля с узлом уплотнения из полимерного
материала отличаются высокой герметичностью и меньшим коррозионным
износом резьбы.
Слабое звено гладких НКТ – резьбовое соединение. Нарезка резьбы уменьшает
прочность труб. Исходной величиной для расчета и подбора труб является
сопротивление их растягивающим нагрузкам.
Толщина стенки, мм
Усл. диаметр, мм
Усилия, при которых напряжения в нарезанной части трубы достигают
предела текучести – страгивающая нагрузка
Группа прочности
Предельно допустимая длина
стали
подвески для одноразмерной
колонны
Д
К
Е
Л
Qстр– страгивающая
Предел текучести,
нагрузка;
кгс/мм2
стр K – коэффициент
38
50
55
65
запаса прочности
(1,3÷1,5);
Страгивающая
т qт – вес 1 м труб
нагрузка для
резьбового
Допустимое внутреннее
соединения, тс
давление для труб
48 4,0 11,87 15,6 17,5 20,3
δ – толщина стенки
60 5,0 20,87 27,4 30,15 35,6
2 т σ – трубы;
т предел текучести;
pдоп
73 5,5 29,40 38,7 42,6 50,5
dн – наружный
d
K
н
диаметр трубы;
89 6,5 44,60 58,5 64,5 76,25
K – коэффициент
запаса прочности
102 6,75 45,90 60,8 66,4 78,5
l
Q
Kq
114
7,0
56,70 75,2
82,2
97,2
Фонтанная арматура
(тройниковые схемы)
1. Фонтанная елка
(устанавливается на трубную
головку и предназначена для
контроля и регулирования
потока скважинной среды в
скважинном трубопроводе и
направления его в
промысловый трубопровод);
2.
3.
4.
5.
6.
Трубная головка;
Запорные устройства;
Тройник;
Штуцер;
Буфер с трехходовым
краном и манометром.
Тройниковая схема с
двухструнной елкой
применяется для скважин, в
продукции которых содержатся
мех. примеси.
Фонтанная арматура (крестовые схемы)
1.
Фонтанная елка;
2.
Трубная головка;
3.
Запорные
устройства;
4.
Крестовина;
5.
Штуцер;
6.
Буфер с
трехходовым
краном и
манометром.
6
1
2
5
4
3
Двухструнная (тройниковая и крестовая) конструкция елки целесообразна когда
нежелательны остановки скважины при смене штуцера или запорного
устройства, причем рабочей является верхняя или любая боковая струна, а
первое от ствола запорное устройство - запасным. Сверху елка заканчивается
колпаком (буфером) с трехходовым краном и манометром.
Схема обвязки крестовой фонтанной арматуры
Манифольд предназначен для обвязки фонтанной
арматуры с выкидной линией (шлейфом), подающей
продукцию на групповую замерную установку.
Типичная конструкция фонтанной крестовой арматуры для
однорядного подъемника
1.
Манометры;
2.
Трехходовой
кран;
3.
Буфер;
4.
Задвижки;
5.
Крестовик ёлки;
6.
Переводная
катушка;
7.
Переводная
втулка;
8.
Крестовик
трубной
головки;
10. Штуцеры;
11. фланец
колонны.
Фонтанная крестовая арматура 4АФК-50-700 высокого давления
(70МПа) для однорядного подъемника
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
Вентиль;
Задвижка;
Крестовина;
Катушка для подвески
НКТ;
Штуцер;
Крестовина ёлки;
Буфер;
Патрубок для подвески
НКТ;
Катушка.
Фонтанная тройниковая арматура кранового
типа для подвески 2-х рядов НКТ 2АФТ60x40xКРЛ-125
1. Тройник;
2. Патрубок для
подвески второго
ряда НКТ;
3. Патрубок для
подвески первого ряда
НКТ
Условный проход, мм
- елки и трубной
головки
- верхнего фланца
трубной обвязки
- нижнего фланца
трубной обвязки
Подвеска колонны
НКТ
Диаметр НКТ, мм
Нагрузка на
переводник от
веса колонны НКТ,
кН (тс), не более:
Запорные
устройства
Регулирующие
устройства
Проводимая среда
Габаритные
размеры, мм
Масса, кг
Арматура фонтанная АФК 1-65х21
65
180
280
На резьбе
переводника
73, 89
450 (45)
Задвижки
шиберные с
уплотнением
"металл-металл"
Регулирующий
дроссель
Нефть, газ,
вода,
газоконденсат
1653 х 710 х
1620
767
Конструкция фонтанной арматуры
позволяет:
• использовать электроцентробежные
и штанговые насосы,
•производить спуск приборов для
исследования скважин,
• восстанавливать
нарушенную
герметичность
межколонного
кольцевого пространства.
Устройства для регулирования работы фонтанной
скважины (штуцеры)
Режим
работы
фонтанных
скважин
можно
изменять:
Созданием противодавления на
выкиде фонтанной ёлки установкой
устьевых штуцеров
Созданием местного сопротивления у
башмака НКТ путем применения
глубинных штуцеров
(распространены в зарубежной
практике)
Подбором диаметра и длины
колонны НКТ
Отверстия в штуцере выбираются в зависимости от
заданного режима работы скважины
Устьевой штуцер со сменной втулкой
1. Катушка;
2. Металлическая
прокладка;
3. Стальной корпус;
4. Втулка;
5. Патрубок.
Используется на скважинах, в продукции которых содержится песок. При
смене втулок переводят фонтанную струю с рабочей линии на запасную
открыванием и закрыванием соответствующих задвижек.
Устьевой штуцер ЩБА-50-700 быстросменный для фонтанной
арматуры высокого давления
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
Корпус;
Тарельчатая пружина;
Боковое седло;
Обойма;
Крышка;
Нажимная гайка;
Прокладка;
Гайка боковая;
Штуцерная металлокерамическая
втулка.
Регулируемый устьевой штуцер
Предназначен для ступенчатого и
бесступенчатого регулирования режима
работы скважины.
Ступенчатое регулирование
осуществляется с помощью
устанавливаемых в гильзу насадок
разного диаметра.
1.
2.
3.
4.
5.
6.
Сменная насадка;
Игла-наконечник;
Корпус;
Шток;
Стойка;
Маховик.
Применяются только в скважинах с
малым содержанием песка в фонтанной
продукции.
В таком штуцере фонтанная струя
меняет своё направление на 90°.
Для изменения проходного сечения
применяется игла-наконечник.
Запорные устройства фонтанной арматуры
Для перекрытия проходных отверстий в
фонтанной арматуре, устьевом оборудовании и
трубопроводах применяются запорные
устройства нескольких типов:
Пробковые
краны
Прямоточные
задвижки
Шаровые
краны
Пробковый кран со смазкой
типа КППС - 65х14
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
10.
12.
Корпус;
Рукоятка;
Толкатель;
Грундбукса (11);
Шпиндель;
Втулка;
Кулачковая муфта;
Коническая пробка;
Крышка;
Манжеты;
Регулировочный винт.
Регулировочный винт, позволяет
регулировать рабочий зазор между
уплотнительными поверхностями
корпуса и пробки.
Уплотнение регулировочного винта
осуществляется манжетами, с помощью
грундбуксы. Краны наполняются
смазкой «Арматол-238» через 150 180
циклов работы.
Управление
пробковым краном
осуществляется
путем поворота
пробки рукояткой
до упора в выступ
горловины корпуса
С целью повышения
коррозийной стойкости
пробка подвергается
сульфатации
Задвижки с пневматическим
приводом
Состоят из тех же узлов и деталей,
что и задвижки с ручным приводом,
только имеют пневматическую
систему управления
Управление осуществляется как
принудительно, так и автоматически
при срабатывании пневмопилота.
Шаровые краны
Применяются в качестве запорных устройств на технологических
трубопроводах с давлением до 4-х МПа
Проходной – для перекрытия
потока рабочей среды
Трехходовой – для распределения
потока (подачи потока жидкости и газа
в различных направлениях)
Устройства для спуска измерительных
приборов в скважину
Лубрикатор состоит из корпуса
1, устанавливаемого на фланец
буферной задвижки 2
арматуры устья скважины.
Размеры корпуса должны
позволять размещение в нем
спускаемого прибора 3.
Лубрикатор имеет спускной
краник 7 и уравнительный
отвод 8.
Измерительные
приборы спускают в
скважины на проволоке
без остановки скважин.
Поскольку на устьях
всегда имеется
давление, то
измерительные
приборы в
действующую скважину
вводят через
лубрикатор.
Лубрикатор устанавливают при
закрытой задвижке 2 без
нарушения режима работы
фонтанной скважины, нефть из
которой поступает непрерывно
в боковой отвод 9. Перед
спуском прибора в скважину
отворачивается сальниковая
крышка 4, через которую
продергивается кабель или
проволока.
Осложнения в работе фонтанных скважин и их предупреждение
(наиболее типичные и наиболее опасные по своим
последствиям осложнения)
•Открытое нерегулируемое фонтанирование в результате
нарушений герметичности устьевой арматуры.
Для предупреждения нерегулируемого фонтанирования
арматура всегда опрессовывается на двукратное
испытательное давление.
В последнее время были разработаны и нашли применение
различные отсекатели, спускаемые в скважину на некоторую
глубину или даже под башмак колонны фонтанных труб.
•Пульсация при фонтанировании, могущая привести к
преждевременной остановке скважины.
•Образование асфальто-смолистых и парафиновых отложений
на внутренних стенках НКТ и в выкидных линиях.
•Образование песчаных пробок на забое и в самих НКТ при
эксплуатации неустойчивых пластов, склонных к
пескопроявлению.
•Отложения солей на забое скважины и внутри НКТ.
Оборудование для предупреждения открытого нерегулируемого
фонтанирования
Для предупреждения открытых фонтанов при
эксплуатации фонтанных скважин
применяются комплексы типа КУСА и КУСА-Э.
Основные элементы комплексов:
пакер;
скважинный клапан-отсекатель,
устанавливаемый внутрь НКТ на глубине
до 200 м;
наземная станция управления.
Управление клапаном-отсекателем может быть
пневматическим (тип КУСА) или
электрогидравлическим (типа КУСА-Э).
Комплексы могут обслуживать от одной до
восьми скважин в случае разгерметизации
устья, при отклонении от заданных параметров
(давления, дебита) работы скважин.
После прекращения фонтанирования из-за нехватки
пластовой энергии переходят на механизированные
способы эксплуатации скважин, при которых вводят
дополнительную энергию извне (с поверхности).
Механическая энергия
насосов
Глубинно-насосные
способы эксплуатации
скважин
Энергия сжатого газа
Газлифтный способ
эксплуатации скважин
ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗЛИФТНЫХ СКВАЖИН
Способ подъема жидкости из скважин за счет энергии
газа, находящегося под избыточным давлением и
подводимого к башмаку фонтанных труб.
Смесь
• Компрессорный газлифт (сжатый компрессором
Схема
подачи и
вид
источника
рабочего
агента
попутный газ или воздух - эрлифт);
• Бескомпрессорный газлифт (природный газ под
естественным давлением при наличии вблизи
газовых месторождений или скважин с
достаточными запасами и необходимым
давлением);
• Внутрискважинный бескомпрессорный газлифт
(газ из продуктивного пласта, вскрытого той же
скважиной).
В результате образуется ГЖС такой плотности, при которой
имеющегося давления на забое скважины достаточно для
подъема жидкости на поверхность.
• Непрерывный газлифт (реализуется тогда, когда
продуктивность скважины достаточно высока);
Схема
• Периодический газлифт (реализуется в случае
низкой продуктивности скважины по схеме с
действия
перепускным клапаном или по схеме с камерой
накопления).
Газ
Пуск газлифтной скважины
В момент пуска газлифтной скважины, т. е. когда
уровень жидкости в межтрубном пространстве будет
оттеснен до башмака, давление газа, действующее
на этот уровень (пусковое давление), будет
уравновешиваться гидростатическим давлением
столба жидкости в подъемных трубах.
Пусковое давление всегда больше рабочего. Это
осложняет промысловое обустройство и технику
эксплуатации газлифтных скважин, так как для их
пуска необходимо иметь источник газа высокого
давления в виде специального компрессора и
газовой линии, рассчитанной на пусковое давление.
После прорыва газа через башмак подъемных труб и выноса
части жидкости, скважина переходит на установившийся режим
работы с соответствующим отбору динамическим уровнем, и с
соответствующим этому уровню рабочим давлением.
Комплекс
газлифтного
оборудования
включает:
НАЗЕМНОЕ
• Источник рабочего агента (система
газоснабжения);
• Систему трубопроводов;
• Газораспределительные батареи с
устройствами регулирования расхода;
• Фонтанная арматура.
СКВАЖИННОЕ
• Насосно-компрессорные трубы (НКТ);
• Пакеры (могут устанавливаться у нижнего конца
НКТ для предотвращения ухода жидкости в
пласт при пуске скважины и для уменьшения
пульсаций);
• Пусковые и рабочие клапаны (служат для
подачи газа в поток жидкости).
Системы газоснабжения
Источником газа высокого давления могут быть как
компрессорные станции, так и скважины чисто газовых
месторождений.
Природный газ газовых месторождений нуждается в
предварительной подготовке:
Установки для
низкотемпературной
сепарации газа
Абсорбционные установки
для отделения тяжелых
бензиновых фракций,
осушки газа от влаги,
очистки от сероводорода,
механических примесей
Технически правильно
организованная система
газоснабжения обязательно
должна предусматривать
замкнутый технологический цикл.
Подогрев газа в
беспламенных
газовых печах
перед подачей его
в скважины.
Сбор отработанного газа и
подача его вновь на прием
компрессоров, снабжающих
газлифтные скважины газом
высокого давления.
Отработанный газ после интенсивного перемешивания с нефтью в подъемных
трубах насыщается тяжелыми газообразными углеводородами и для повторного
использования также требует предварительной подготовки.
Газлифтная установка ЛН в комплекте
1. Пакер;
2. Газлифтные клапаны;
3. Скважинные камеры;
4. Установка для скважинных работ;
5. Оборудование устья скважины;
6. Разъединитель;
7. Абсорбер;
8. Пылеуловитель;
9. Блок Насосов;
10. Блок регенерации;
11. Аппарат воздушного охлаждения;
12. Блок замера;
13. Фильтр сепаратора;
14. Промежуточный сепаратор;
15. Концевой сепаратор;
16. Аппарат воздушного охлаждения;
17. Емкость конденсата.
Устьевое и скважинное оборудование
Предназначено для добычи жидкости газлифтным
способом из условно-вертикальных и наклоннонаправленных скважин.
Рабочая среда - нефть, газ, пластовая вода
с содержанием СО2 до 1% и механических
примесей до 0,1 г/л.
Оборудование предусматривает
возможность перевода скважин с
фонтанного способа эксплуатации на
газлифтный без подъема скважинного
оборудования.
Наиболее широко применяются газлифтные
установки ЛН, рассчитанные на рабочее
давление 21 и 35 МПа, максимальную глубину
спуска скважинного оборудования - 3500 м,
температуру скважинной среды до 120 С
1. Фонтанная
арматура;
2. Скважинная
камера;
3. Колонна НКТ
4. Газлифтный
клапан;
5. Пакер;
6. Приемный
клапан.
Скважинные уплотнители (пакеры)
Предназначены для разобщения частей ствола скважины по вертикали и
герметизации нарушенных участков обсадной колонны
По способу посадки пакеры
подразделяют на:
• механические «М» (а, б);
• гидравлические «Г» (в, г);
• гидромеханические «ГМ».
Пакеры выпускаются
следующих типов:
• ПВ – воспринимающий
усилие от перепада
давления, направленного
вверх;
• ПН – воспринимающий
усилие от перепада
давления, направленного
вниз;
• ПД – воспринимающий
усилие от перепада
давления, направленного как
вниз, так и вверх.
Механический пакер
расширяется при
воздействии осевой
нагрузки (масса НКТ).
Оболочка
гидравлического
пакера расширяется
при подаче в нее
жидкости.
Установка внутрискважинного газлифта
УВЛ
Подача газа из второго пласта той же
скважины и регулирование его расхода
осуществляется съемными дросселями, в
которых предусмотрена установка
сменных насадок. При установке
дросселей, золотники 5 перемещаются
вниз и открывают доступ газу через
дроссели. При извлечении дросселя
золотники закрывают перепускное
отверстие.
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
Циркуляционный клапан;
Пакер;
Забойное устройство;
Съемный дроссель;
Золотник забойного устройства;
Телескопическое устройство;
Пакер
Конструкции газлифтных подъемников
Определяются в зависимости:
От схемы действия
Непрерывная
или
периодическая
эксплуатация
От числа рядов НКТ,
спускаемых в
скважину
От направления
движения
сжатого газа
Однои двухрядные
Кольцевые и
центральные
Глубинные газлифтные клапаны
Предназначены для установления или прекращения взаимосвязи
подъемника с различными межтрубными пространствами.
Классифицируются:
По
назначению
Пусковые
Рабочие
Концевые
По
конструкции
Пружинные
Сильфонные
Комб.
По
характеру
работы
Нормально
открытые
Нормально
закрытые
По
давлению
срабатывания
От давления в
затрубном
пространстве
От давления в
подъемнике
Пусковые клапаны обеспечивают последовательное
газирование жидкости в скважине при пуске, после чего
закрываются.
Рабочие клапаны регулируют поступление рабочего агента в
продукцию и предназначены для уменьшения пульсаций и
поддержания заданной добычи жидкости.
Пружинный клапан.
Нормально открытый, срабатывающий от
давления в затрубном пространстве.
1.
2.
3.
4.
6.
7.
8.
9.
10.
11.
12.
Нижнее седло клапана;
Нижний клапан;
Шток;
Регулировочная гайка;
Пружина;
Упор пружины;
Отверстие в корпусе;
Верхний клапан;
Нижнее седло клапана;
Корпус;
Стенка НКТ.
В рабочем (открытом) положении нижний клапан
закрыт, верхний клапан открыт.
Газ под давлением из затрубного пространства PК через
отверстие 8 поступает в НКТ и газирует продукцию
скважины.
Через определенный промежуток времени давление в
подъемнике и внутри корпуса 11 снижается.
Сильфонные клапаны
Нормально открытые, срабатывающие от давления в
затрубном пространстве или от давления в трубах
Основным элементом является
сильфонная камера 4, заполненная
азотом до давления PС.
На штоке 3, соединенном с
сильфонной камерой, имеется
клапан 2.
Через отверстия 8 и открытый
клапан 2 газ из затрубного
пространства поступает при
давлении PК.
Комбинированный клапан
Нормально открытый, срабатывающий от
давления в подъемнике.
Является синтезом пружинных и
сильфонных клапанов
Газлифтные клапаны являются
дорогостоящими сложными
системами, требующими
высококачественных материалов и
высокоточной технологии их
изготовления.
Газлифтный клапан для наружного крепления,
управляемый давлением в НКТ
1. Ниппель для зарядки сильфоонной
камеры азотом;
2. Сильфонная камера;
3. Сильфон;
4. Центрирующий шток;
5. Шток клапана;
6. Клапан;
7. Штуцерное отверстие для
поступления газа в НКТ;
8. (9). Каналы, по которым газ
поступает в НКТ.
Скважинные камеры КТ-1 для размещения
пусковых и газлифтных клапанов (мандрели)
В период фонтанирования скважины в
карман скважинных камер
устанавливаются пробки.
При переводе скважины на газлифтный
способ эксплуатации пробки заменяются
газлифтными клапанами.
После спуска скважинного
оборудования, монтажа фонтанной
арматуры и посадки пакера, а также
замены глухих пробок на газлифтные
клапаны в затрубное пространство
скважины через отвод трубной головки
нагнетается газ.
Устьевой лубрикатор
Предназначен для установки подъема
газлифтных клапанов из мандрелей с
помощью гидравлической лебедки и
посадочного (съемного) инструмента
(экстрактора).
Представляет собой конструкцию,
устанавливаемую на фланец буферной
задвижки 1 и состоит из превентора 2 с
ручным приводом 3, собственно лубрикатора
4, сальникового устройства 5, направляющего
ролика 6, проволоки (каната) и датчика
натяжения проволоки.
ГАЗЛИФТ
ПРЕИМУЩЕСТВА
НЕДОСТАТКИ
• Использование всех преимуществ
энергии газа в коллекторе
(эксплуатация скважин с большим
газовым фактором);
• Возможность добычи больших
объемов нефти;
• Эксплуатация в осложненных
условиях (высокое газосодержание
или температура жидкости, наличие
мех.примесей (песка), отложения
парафина и солей);
• Эксплуатация в скважинах с высокой
кривизной (кустовые и наклонно
направленные скважины);
• Гибкость и сравнительная простота
регулирования режима работы
скважин по дебиту.
• Простота обслуживания и ремонта
газлифтных скважин и большой
межремонтный период работы.
• Необходимость наличия
источника газа высокого
давления (большие
начальные капитальные
вложения в строительство
компрессорных станций);
• Проблемы с застыванием и
гидратами;
• Возможность образования
стойких эмульсий в процессе
подъема продукции скважин.
• Сложность полного
извлечения флюида из
малопродуктивных скважин и
скважин с низким забойным
давлением;
Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным и газлифтным способами
Существуют три основных способа добычи нефти – фонтанный, газлифтный и насосный с применением соответствующих видов оборудования. в нашей стране 70% скважин эксплуатируются штанговыми насосами, менее 20% безштанговыми, 10 % фонтанным способом. На эффективность применения того или иного способа эксплуатации и соответствующего оборудования влияет большое число факторов: глубина скважины, дебит её, диаметр колонн, геометрические особенности ствола, климатические условия, навыки персонала, общий технический уровень и организация производства.
Фонтанный способ эксплуатации позволяет добывать из скважины наибольшее количество нефти при наименьших удельных затратах. Поэтому важнейшей задачей является обеспечение возможности более длительного фонтанирования скважины, что связано с рациональным использованием энергии пласта путем обеспечения высокого КПД работы фонтанного подъемника.
Рекомендуемые файлы
Антидемидович Математический анализ рабочая тетрадь инжа Инженерная графика Голицынский. Грамматика. Сборник упражнений. (7-е издание) (2011) Английский язык Учебник "English in the Digital Age" Часть 1 Английский язык Р.Д. Синельников, Я.Р. Синельников - Атлас анатомии человека. Том 1 Спланхнология Учебный план для ИУ3, ИУ4, ИУ5, ИУ6, ИУ7, РК 6, РЛ6, МТ4, МТ8, МТ11, СМ13Этапы совершенствования оборудования для эксплуатации скважин фонтанным способом:
1 — манометр «буферный», 2 — задвижка; 3 — штуцер-дроссель; 4 — фонтанный подъемник, 5 — трубная головка фонтанной арматуры; 6 — елка фонтанной арматуры; 7, 8 — тройник; 9 — манометр, 10, 11 — задвижка; 12, 14 — задвижки дублеры, 13 — задвижка стволовая; 15 — пакер
В прошлом фонтанирование осуществлялось по эксплуатационной колонне ствола скважины (а) . при этом КПД подъемника был низким, расход пластового газа высоким, что привело к сокращению фонтанного периода. Процесс фонтанирования был неконтролируемым и неуправляемым. Для предотвращения этого в скважину стали спускать колонну фонтанных труб. Для управления фонтанированием скважины начали применять сменные штуцеры, дроссели, позволяющие изменением отверстия регулировать противодавление на пласт и в следствии этого на дебит жидкости. Для контроля режима работы скважины, стали применять манометр, устанавливаемый на буфере скважины. Для замены штуцера или выкидной линии перекрывали скважину , что привело к ее остановке. Для непрерывности её работы начали применять фонтанную арматуру состоящую из трубной головки фонтанной арматуры и елки , обеспечивающей возможность резервирования выкидных линий.
Для дальнейшего улучшения работы начали использовать двухрядные подшипники из НКТ, а для сокращения расхода газа затрубное пространство скважины стали герметизировать пакером. В результате к настоящему времени оборудование для эксплуатации скважины фонтанным способом состоит из четырех основных частей: колонны труб, оборудования низа колонны, оборудования устья , т.е фонтанной арматуры и обвязки устьевого оборудования – манифольда.
Принцип работы газлифтного скважинного подъемника аналогичен фонтанного. Однако для функционирования газлифта в подъемник необходимо подавать из вне сжатый газ. Когда газ компримируется, газлифт называется компрессорным – компрессорная эксплуатация.
Существует и так называемый компрессорный газлифт, когда используют пласт из высоконапорных газовых пластов. При компрессорном газлифте комплекс оборудования для эксплуатации сложней чем при фонтанной эксплуатации и состоит из компрессорной станции, газораспределительной и газосборной сети, системы подготовки газа и газлифтного оборудования скважин.
Преимуществом газлифтного способа эксплуатации является в несколько раз больший, чем при других способах, межремонтный период работы внутрискважинного оборудования. использование этого способа целесообразно на месторождениях с большим дебитами скважин, большим газовым фактором, высокой пластовой энергией, низкой обводненностью.
- Насосно-компрессорные трубы для фонтанного и газлифтного подъемников.
Для фонтанного и газлифтного подъемников используются насосно-компрессорные трубы. Они характеризуются небольшим диаметром, высокой прочностью. НКТ отличаются материалом, группами прочности, герметичностью, противокоррозийной стойкостью, резьбой, быстротой стыковки, размерами, сопротивляемостью отложению парафина и солей.
Наибольшее применение получили цельнокатаные неравнопрочные НКТ с муфтовыми резьбовыми соединениями.
Неравнопрчность НКТ определяется разницей между площадями сечений тела трубы и в зоне резьбы, где снижение несущей способности пропорционально уменьшению площади сечения. Площадь несущего сечения по резьбе примерно на 25% меньше площади сечения по телу трубы. Таким образом, грузоподъемность колонны НКТ определяется площадью сечения по резьбе. отсюда следует, что 25% всего металла колонны НКТ неравнопрочной конструкции не работает, а лишь создает дополнительную нагрузку, воспринимаемую резьбовыми соединениями и телом вышерасположенных труб. Такие колонны используются на малых и средних глубинах.
Подъемные колонны в глубоких скважинах и при тяжелых условиях работы собираются из равнопрочных НКТ. Все сечение таких труб, включая и резьбовые, имеют примерно равную площадь, а следовательно и одинаковую несущую способность.
Применение равнопрочных НКТ позволяет на 25% сократить расход металла на колонну НКТ по сравнению с неравнопрочными и значительно увеличить max глубины их спуска. Нашими учеными предложена конструкция НКТ с приварными концами с резьбой, но изготовленных из стали большой прочности, что и обеспечивает равнопрочность колонны НКТ.
НКТ изготавливают из углеродистых сталей с пределом текучести =380МПа. Применяются НКТ из сплавов на алюминиевой основе =300 МПа, =430 МПа.
В последнее время для изготовления НКТ используются полимерные материалы и стекловолокно. Это вызвано их стойкостью по отношению к агрессивным средам H2S и СО2 и малым весом. Недостатком является отсутствие возможности обеспечения равнопрочности тела трубы и её стыка.
Принципиально новый вид труб - непрерываные НКТ, изготавливаемые в виде полого стержня, длина которого равна длине всей колонны труб. При СПО трубы наматываются на барабан.
Это упрощает конструкцию колонны (нет резьб), уменьшает металлоемкость, облегчает и ускоряет СПО.
Недостаток – сложность выполнения ловильных работ, сложность сварочных работ при стыковке колонны. Изготовление НКТ регламентируется стандартами.
Ряд номинальных наружных диаметров НКТ: 48, 60,73, 89, 102, 114 мм; внутренний диаметр: 40, 50, 59, 62, 76, 88,8, 100,3 мм. Регламентируются и группы прочности стали НКТ.
Для уменьшения интенсивности отложений парафина, солеё, смол и защиты труб от коррозии применяются различные покрытия НКТ – стеклоэмали, эпоксидные смолы, лаки. Наносятся они на внутренние поверхности труб по специальным технологиям. Эксплуатация таких труб требует определенной культуры и условий, что и является их недостатком.
Насосно-компрессорные трубы в фонтанных скважинах в зависимости от схемы подъемника подвергаются или растягивающей или сжимающей нагрузкам.
При подвеске колонны НКТ к трубной головке фонтанной арматуры и при незафиксированном низе труб колонна работает на растягивание и max напряжение возникает в верхнем сечении колонны. Усилие, растягивающее колонну, в этом случае равно:
Q=lqk
где q – вес 1 м труб с муфтами;
k – коэффициент учитывающий влияние кривизны скважины;
l - длина колонны труб.
Прочность колонны равнопрочных НКТ проверяется определением напряжений от растягивающей силы Q в сечении по телу трубы и сравнении полученной величины напряжения с допустимой.
При использовании неравнопрочных труб прочность колонны проверяется по опасному резьбовому соединению. Рассчитывают страгивающую нагрузку, т.е. усилие при котором резьбовое соединение разрушается.
где DCР – средний диаметр тела трубы по основной плоскости;
b – толщина тела трубы по резьбовой части в основной плоскости;
- предел текучести материала трубы;
l – длина резьбы;
- угол профиля резьбы;
- угол трения (8 0 10 0 ).
Формула Шумилова отличается введением коэффициента - учитывающего разницу в плоскостях тела трубы и её резьбовой части.
Иные условия работы колонны НКТ возникают когда низ её заякорен в эксплуатационной колонне скважины. В этих случаях возможны потеря устойчивости колонны и её продольный изгиб.
Условия прочности изогнутой части колонны НКТ выражаются:
где Р1СЖ – осевое усилие на изогнутой части колонны труб;
F0 – площадь поперечного сечения труб;
W0 – осевой момент сопротивления площади сечения труб;
- предел текучести материала труб;
n1 – 1,5 (запас прочности);
r – зазор между НКТ и эксплуатационной колонной.
3. Фонтанная арматура и манифольд
Фонтанная арматура выполняет несколько функций:
1) Удержание на весу колонны НКТ;
2) Герметизация затрубных пространств и их взаимная изоляция;
3) Обеспечение возможности регулирования режима работы скважины в заданных пределах, непрерывности её работы;
4) Исследование скважины путем измерения параметров её работы как внутри скважины, так и на поверхности.
Современная фонтанная арматура – результат многолетних работ конструкторов. В начале применялись простейшие конструкции фонтанной арматуры (схема Б) до особосложных (схема Г) с возможностями замены изнашиваемых узлов, необходимостью спуска измерительных приборов, средств депарафинизации скважин.
Эксплуатация скважин в особо тяжелых условиях в следствии высоких дебитов, давлений, агрессивности сред, высокой температуры, большого количества абразива сделали необходимым наличия в фонтанной арматуре резервных элементов – прежде всего запорных устройств. Фонтанная арматура при этом усложнилась, а её размеры становились большими.
Для уменьшения габаритов фонтанной арматуры была разработана арматура построенная не из тройников, а из крестовин. Для фонтанной эксплуатации одной скважиной нескольких горизонтов раздельно используется арматура двух типов: для концентричного и для рядного расположения подъемников. Для повышения требовательности к оперативности управления фонтанной скважиной, для снижения трудоемкости обслуживания, привело к использованию в фонтанной арматуре запорных устройств с дистанционным управлением, применению регулируемых штуцеров с дистанционным управлением и телеконтролем.
При конструировании и изготовлении фонтанной арматуры руководствуются стандартом ГОСТ 13846-74, регламентирующим схемы фонтанной арматуры, проходные размеры, ряд рабочих и испытательных давлений, исполнение, а так же габариты. ГОСТом предусмотрено соотношение диаметра условного проходного отверстия и давлений. Стандартом предусмотрено несколько схем, составляющих две группы арматур – на базе использования тройников и крестовин. Большое значение для надежности, металлоемкости, технологичности изготовления, сборки – разборки, ремонтоспособности – имеет способ стыковки элементов фонтанной арматуры, а также способ герметизации этих стыков.
Наиболее распространенный – фланцевый с креплением болтами или шпильками. К недостаткам таких соединений относится:
1) Значительная металлоемкость;
2) Большое число шпилек, болтов;
3) Необходимость сварки и механической обработки литой части заготовок корпусов со штамповками.
Более простое соединение стыков – резьбовое с муфтовым соединением, однако оно увеличивает вертикальный размер арматуры.
В последние годы получили применение хомутовые соединения. Преимущество – резкое ускорение сборки – разборки стыкуемых элементов.
Для обеспечения высокой надежности элементов запорных устройств, особенно при высоких давления более 70МПа, фонтанную арматуру изготавливают из моноблоков, каждый из которых содержит несколько элементов арматуры. В этом случае вообще отсутствуют стыки между элементами, и отпадает необходимость по герметизации, уменьшаются размеры, значительно сокращается металлоемкость.
Для исследований фонтанирующей скважины приборами путем их спуска в подъемник фонтанная арматура оснащается лубрикатором, монтируемым в верхней части елки арматуры. При конструировании фонтанной арматуры основные её элементы рассчитывают по эмпирическим формулам.
Осевое усилие при соединении фланцев шпильками равно сумме усилий затяжки шпилек. Прокладка может занимать два положения «б» и «в».
Усилие затяжки РЗАТ определяется по упрощенной формуле,
в случае «в»:
где DП – диаметр цилиндра в плоскости касания прокладки и фланца;
hП - высота прокладки;
hР – рабочая высота прокладки (hР= hП-0,22R0)/
k= (радиусы прокладки наружный и внутренний);
в случае «б»:
где DСР – средний диаметр прокладки;
bЭФ – эффективная ширина прокладки;
q – допустимое давление предварительного обжима прокладки.
Приведенный выше метод расчета шпилек предназначен для эксплуатации фланцевого соединения при отсутствии резких колебаний температур продукции и окружающей среды и при симметричном и равномерном распределении усилий по шпилькам. Более сложные условия работы (разница температур, изгибающие моменты) делают этот расчет недостаточно точным.
Принимая, что усилие на фланцы соответствует сумме сил от внутреннего давления и от затяжки, получим:
где РДАВ – усилие, обусловленное внутренним давлением p$
- остаточное усилие затяжки4
m =5,5 6,5 - коэффициент учитывающий упругость прокладки.
При прохождении через арматуру высокотемпературной среды в шпильках появляются дополнительные усилия вследствие различных линейных расширений элементов фланцев и шпилек. Дополнительное усилие Рt определяется:
где - разность температур фланца и шпилек;
- коэффициент теплового расширения фланца;
hПР – высота прокладки;
ЕШП, ЕПР – модули упругости материалов шпилек и прокладок;
fШП, fПР – площади сечения шпильки и прокладки.
Дополнительные усилия на шпильках от действий несимметричной нагрузки будут:
где МИЗГ – момент, равный произведению веса струн арматуры с манифольдом на расстояние от оси арматуры до центра тяжести массы арматуры и манифольда;
DБ – диаметр окружности центров отверстий под болты.
Принимается, что усилие Р воспринимается третью шпилек соединения. Тогда усилие, действующие в наиболее напряженной шпильке, будет:
где Z – число шпилек.
Напряжение в этой шпильке равно:
В целях увеличения запаса прочности принимается, что треть шпилек не загружена.
Фонтанная арматура скважины соединяется с промысловыми коммуникациями сбора пластовой жидкости с помощью манифольдов, которые представляют собой сочетание трубопроводов и запорных устройств. Они состоят из нескольких задвижек, крестовиков, тройников и служат для подключения к скважине различных агрегатов. Они служат для подачи в скважину ингибитора, глушителя и продувки скважин и других технологических операций.
4. Запорные и регулирующие устройства фонтанной арматуры и манифольда
К запорным устройствам относятся задвижки и краны для перекрытия и открывания каналов арматуры и манифольда, к регламентирующим – сменные штуцеры и вентили для изменения дросселированием расхода пластовой жидкости или газа.
Широкий диапазон дебитов и давлений, химического состава жидкости или газа, температур наряду с массовым производством запорных устройств, сделали целесообразным их выпуск в специализируемом исполнении для различных давлений, температур, расходов. Эти параметры и исполнения регламентируются расходом.
Запорные устройства – задвижки и краны. Задвижки делятся на клиньевые и плоско-шиберные. Краны делятся на пробковые цилиндрические, пробковые конические, пробковые шаровые.
Дросселирующие устройства – вентили и штуцеры. Вентили делятся на игольчатые и тарельчатые.
Применяемость тех или иных устройств обуславливается конкретными условиями. Стандартизация позволяет расширить область применения каждого вида оборудования, обеспечить необходимую унификацию, что снижает стоимость и повышает их качество.
Исполнения для низких температур и агрессивных сред оговаривается стандартами и делится на несколько групп в зависимости от конкретных условий. Для этого применяются специальные материалы и легированные стали обеспечивающие характеристики оборудования.
5. Оборудование для эксплуатации скважин газлифтным способом
Смысл газлифтного способа эксплуатации заключается в обеспечении фонтанирования скважин путем подачи к низу колонны НКТ необходимого количества сжатого газа. Поэтому работа газлифтного подъемника аналогична работе фонтанного.
Рекомендуем посмотреть лекцию "3 Микропроцессоры".
При компрессорном газлифте необходимо иметь источник сжатого газа, систему коммуникаций для транспортировки его к устью скважины, специальное оборудование устья и самой скважины для подачи газа. Как и фонтанный, газлифтный подъемник состоит из колонны НКТ, диаметр которой рассчитывается по специальной методике. Поскольку силы, действующие на НКТ газлифтного и фонтанного подъемников аналогичны, то их прочностные расчеты подобны.
В прошлом подача сжатого газа к низу газлифтного подъемника осуществлялась по второму ряду труб и подъемник назывался двухрядным. Трубы в скважине размещались концентрично. Это требовало повышенного расхода металла, поэтому она заменена однорядной с использованием специальных газлифтных клапанов. Для активизации режима работы газлифтной скважины применяют рабочие клапаны сильфонного типа. В большинстве случаев клапаны дифференциального действия. Эксцентричные камеры с карманом для ввода в них клапанов размещаются по длине подъемника на расстояниях определяемых расчетным путем. Одним из важнейших требований, предъявляемым к пусковым клапанам, является обеспечение большого закрывающего перепада давлений, поскольку клапан должен закрываться лишь после того, как уровень жидкости, оттесненной газом, достигает следующего клапана, и будет обеспечен пропуск газа через этот клапан. Сжатый газ от газопровода или компрессорной станции подается в газораспределительный пункт (ГРП) оттуда через газораспределительные батареи (ГРБ) направляется в скважины. На ГРП оборудование изготавливается в соответствии с требованиями и нормами к обвязкам и трубопроводам высокого давления.
1) Шульга, Бухаленко. Устьевое оборудование НиГ скважин. Недра, 1978 г.
2) Машины и оборудование для добычи нефти и газа . Молчановы .
3) Кухаленко Е.И., Кухаленко В.Е. Оборудование и инструмент для ремонта скважин.
Оборудование фонтанной скважины
Это оборудование состоит из колонной головки и фонтанной арматуры с манифольдом.
Колонную головку устанавливают при бурении скважины.
С ее помощью укрепляют устье бурящейся скважины и подвешивают спущенные в нее обсадные колонны.
При бурении, проведении ремонтных работ на колонной головке устанавливают противовыбросовое оборудование (ПВО), при эксплуатации скважины - фонтанную арматуру (ФА). По ГОСТу ФА изготавливают на рабочее давление 7; 14; 21; 35; 70 и 105мПА.
Ее изготавливают по 7-и схемам: 4 - тройникового типа, 3 - крестового.
Арматура тройникового типа применяется на скважинах с невысокими устьевыми давлениями, в продукции которых имеется песок и другие механические примеси.
Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки.
Трубная головка служит для подвешивания лифта НКТ и проведения работ при освоении, эксплуатации и ремонте скважины.
Фонтанная елка служит для направления потока жидкости, в выкидную линию на замерную установку, регулирование режима эксплуатации и контроля за работой скважины путем спуска глубинных приборов.
Рабочие струны арматуры к нефте- или газопроводу подключают с помощью манифольда, состоящего из трех - четырех задвижек, крестовин, тройников.
Читайте также: