3.Фонтанная эксплуатация скважин.

Основная эксплуатация скважин - это подъем жидкости или газа с забоя скважины на устье. Для обеспечения движения смеси в промысловых трубопроводах на устье скважин поддерживается то или иное давление. Расчеты ведутся по следующей формуле:

W1 + W2 + W3 = Wп + Wи ,

где W1 – энергия на подъем жидкости и газа с забоя до устья скважины; W2 – энергия, расходуемая газожидкостной смесью при движении через устьевое оборудование;

W3 – энергия, уносимая струей жидкости и газа за предел устья скважины. Эксплуатация называется фонтанной если Wи=0.

Фонтанирование только за счет пластового давление редко встречается в нефтяной эксплуатации и является наиболее опасным. Условие фонтанирования

Pпл > ρ × g × H .

Чаще всего в условиях фонтанирования главную роль играет растворенный газ. При эксплуатации он выталкивает нефть в пласте и поднимает в скважине.

Наземное и подземное оборудование нефтяных скважин.

Условия эксплуатации фонтанных скважин требуют герметизации их устья, разобщения межтрубного пространства, направления продукции скважин в пункты сбора нефти и газа, а также при необходимости полного закрытия скважины под давлением. Эти требования выполняются при установке на устье фонтанирующей скважины колонной головки (рис. 1) и фонтанной арматуры с манифольдом.

Рис. 1 Колонная головка

Оборудование любой скважины, в том числе фонтанной, должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвращения аварийных ситуаций. Оно подразделяется на наземное (устьевое) и скважинное (подземное). Оно подразделяется на наземное и подземное.

К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру (ФА) и манифольд. Фонтанной арматурой оборудуют колонные головки фонтанных нефтяных и газовых скважин. И различают по конструктивным и прочностным признакам. ФА включает в себя трубную обвязку (головку) и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами (Рис.2).

Рис.2 Фонтанная арматура.

Трубная обвязка – часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на колонную обвязку, предназначена для обвязывания одного или двух скважинных трубопроводов, контроля и управления потоком скважинной среды в затрубном (межтрубном) пространстве.

Скважинный трубопровод своим верхним концом закрепляется в катушке-трубодержателе, устанавливаемой на трубную головку, либо в муфте-трубодержателе, устанавливаемой в корпусе трубной головки. Схемы трубных обвязок приведены на рис. 3.

Рис. 3. Схемы трубных обвязок ФА:

1 – ответный фланец; 2 – запорное устройство; 3 – трубная головка; 4 – манометр с запорно-разрядным устройством

Фонтанная елка – часть ФА, устанавливаемая на трубную обвязку, предназначена для контроля и регулирования потока скважинной среды в скважинном трубопроводе и направления его в промысловый трубопровод. Типовые схемы фонтанных елок приведены на рис. 4.

Рис. 4. Типовые схемы фонтанных елок:

Схемы 1, 2, 3 и 4 – тройниковые; схемы 5 и 6 – крестовые (1 - переводник к трубной головке; 2 - тройник; 3 – запорное устройство; 4 - манометр с запорно-разрядным устройством; 5 - дроссель; 6 - ответный фланец; 7 - крестовина)

При оборудовании скважины двумя концентрическими колоннами НКТ (двухрядная конструкция подъемника) трубы большего диаметра подвешиваются на резьбовом соединении нижнего тройника (крестовина), который устанавливается на крестовину, герметизирующую затрубное пространство.

Трубы меньшего диаметра подвешиваются на резьбе переводника (стволовой катушки), размещаемом над тройником (крестовиком) (рис.3, б).

Предельная глубина спуска одноразмерной равнопрочной колонны труб (L_доп), исходя из расчета только на растяжение от собственной силы тяжести, определяют по формуле:

и для гладких труб (по страгивающей нагрузке резьбового соединения)

,

Где L_доп - допустимая длина подвески труб, м;

δ_m - предел текучести материала труб при растяжении, Па (373÷930МПа)

К - коэффициент прочности, К=1,5;

Ρ - плотность материала труб, кг/м³ (для стали = 7800÷7860);

Q_стр - страгивающая нагрузка для труб в Н (для НКГ диаметром 73 мм, стали Д Q_стр = 278 кН);

q_тр - масса 1 м труб, кг.

Типовые схемы фонтанных елок включают либо один (схемы 3 и 1), либо два (схемы 2 и 4) тройника (одно и двухъярусная арматура), либо крестовину (крестовая арматура – схемы 5 и 6).

Двухструнная (двухъярусная тройниковая и крестовая) конструкция елки целесообразна в том случае, если нежелательны остановки скважины, 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. Для спуска в работающую скважину приборов и устройств вместо буфера ставится лубрикатор.

Типовые схемы фонтанной арматуры приведены на рис. 5. Монтаж-демонтаж фонтанной арматуры на устье скважины производится автомобильными кранами или другими подъемными механизмами.

Рис. 5. Типовые схемы фонтанной арматуры:1 – фонтанная елка; 2 – трубная обвязка

При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит по специальным трубам НКТ, спускаемым в скважины перед началом эксплуатации (в фонтанирующих скважинах опускаются до фильтра). Согласно ГОСТ 633-80 предусмотрены следующие условные размеры (по внешнему диаметру): 27, 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102 и 114 мм с толщиной стенок от 3 до 7 мм. Длина труб 5-10 м. Трубы бесшовные, из сталей с высокими механическими свойствами, на обоих концах резьба, соединяются между собой муфтами.

Фонтанная арматура выпускается на рабочее давление – 14, 21, 35, 70, 105 и 140 МПа, сечением ствола от 50 до 150 мм, по конструкции фонтанной елки – крестовая и тройниковая, по числу спускаемых в скважину рядов труб – однорядная и двухрядная и оборудована задвижками или кранами. Основные характеристики фонтанной арматуры приведены в их шифрах.

Шифр:1 2 3 4-5 6 х 7 8-9 10.

1 – арматура: АФ – фонтанная; АН – нагнетательная

2 – Способ подвешивания скважинного трубопровода: к трубной головке не обозначается, в переводнике к трубной головке – к, для эксплуатации скважин УЭЦН – Э.

3 – Обозначение типовой схемы елки для арматуры с двумя трубными головками к номеру схемы добавляют «а».

4 – Обозначение системы управления запорными устройствами ( с ручным управлением – не обозначают, с дистанционным – Д, с автоматическим – А, с дистанционным и автоматическим – В.

5 – Условный проход ствола елки, мм.

6 – Условный проход боковых отводов елки, мм (при совпадении с условным проходом ствола не указывается)

7 – рабочее давление МПа (кгс/см²)

8 – Климатическое исполнение по ГОСТ 16350-80; для умеренного и умеренно холодного микроклиматических районов – не обозначается; для холодного микроклиматического района – ХЛ

9 – Исполнения по составу скважинной среды: с содержанием H₂S и CO₂ до 0,003% по объему каждого – не обозначается, с содержанием CO₂ до 6% по объему – К1; с содержанием H₂S и CO₂ до 6% по объему каждого – К2 и К2И.

Конструкция устьевой ФА должна обеспечивать полную герметичность по отношению к окружающей среде.

Арматура комплектуется запорными устройствами, а также регулируемыми или нерегулируемыми (сменными) дросселями. Допускается дооборудование запорными устройствами и обратным клапаном.

Конструкция устьевой арматуры может предусматривать возможность нагнетания ингибиторов коррозии и гидратообразования а скважинный трубопровод и затрубное пространство.

В качестве запорных устройств фонтанной арматуры применяются краны с конической пробкой и прямоточные задвижки со смазкой. Боковые отводы елки и трубной обвязки оканчиваются ответными фланцами для приварки к трубопроводу.

Конструкция фонтанной арматуры обеспечивает возможность измерения давления на верхнем буфере елки, а также давления и температуры среды на буфере бокового отвода елки и трубной головки. Стандартами предусмотрено изготовление блочных фонтанных арматур, а также укомплектование по необходимости фонтанных арматур автоматическими предохранительными и дистанционно управляемыми устройствами.

Оборудование для предупреждения открытых фонтанов

Для предупреждения открытых фонтанов при эксплуатации фонтанных скважин применяются комплексы типа КУСА(пневмоуправление клапаном отсекателем) и КУСА-Э( электрогидравлическое упраление). Они могут обслуживать от одной до восьми скважин в случае разгерметизации устья, при отклонении от заданных параметров (давления, дебита) работы скважин и при возникновении пожара.

Основные элементы комплексов – пакер, скважинный клапан-отсекатель, устанавливаемый внутрь НКТ на глубине до 200 м, и наземная станция управления.

Запорным органом служит хлопушка или шар.

Клапан-отсекатель (также и задвижка арматуры) может быть закрыт со станции управления принудительным путем или дистанционно с пульта диспетчера, связанного со станцией управления посредством промысловой телемеханики.

Имеются еще автоматические клапаны-отсекатели, срабатывающие при увеличении дебита скважины выше заданного. Они устанавливаются на НКТ. Автоматизация фонтанной скважины предусматривает и автоматическое перекрытие выкидной линии разгруженным отсекателем манифольдным типа РОМ-1. Отсекатель срабатывает автоматически при повышении давления в трубопроводе на 0,45 МПа (образование парафиновой пробки) и при понижении давления до 0,15 МПа (порыв трубопровода).

Для обеспечения длительной и бесперебойной работы скважин в фонтанном режиме эксплуатации большое значение имеет регулирование пластовой энергии за счет изменения объема нефти, поступающего из скважины и называемого дебитом скважин. Для ограничения дебита скважин в боковом отводе фонтанной елки устанавливается сменный штуцер-вставка из износостойкого материала с калиброванным отверстием строго определенного диаметра. Диаметр штуцера определяет количество поступающей из скважины нефти в зависимости от принятого режима работы скважины. Обычно диаметр штуцера равен 3¸15 мм и больше. Могут применяться быстро-сменяемые и быстрорегулируемые забойные штуцеры, которые устанавливаются в фонтанных трубах на любой глубине и удерживаются пакерами.

Спуск и подъем забойных штуцеров осуществляется на стальном канате при помощи лебедки. Комплекс устьевого фонтанного оборудования показан на рис. 6.

Рис. 6. Комплекс устьевого фонтанного оборудования:

1 – оборудование обвязки обсадных колонн; 2 – фонтанная арматура; 3 – манифольд; 4 – станция управления арматурой

Освоение и пуск в работу фонтанных скважин

Освоение и пуск в работу фонтанных скважин осуществляется снижением давления на пласт путем:

1) последовательной замены глинистого раствора в скважине жидкостью и газожидкостной смесью меньшей плотности (глинистый раствор › вода › нефть);

2) использования азота инертного или газа (вытеснением части

жидкости из скважины, ее аэрацией);

3) свабирования.

Отделение нефти от газа. Устройство и принцип действия трапно-замерных установок.

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 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). [2]

Трапно-замерные установки являются первыми аппаратами на пути движения нефти от устья скважины к головным узлам сбора. Из мерника нефть самотеком или насосами подается на сборные пункты.

Газ из трапов нескольких индивидуальных трапно-замерных установок по газосборному коллектору направляется на компрессорную станцию 9 и далее на газобензиновый завод. Нефть из трапов ( при эксплуатации обводненных скважин нефть с водой) поступает в открытые мерники 3, где выделяется остаточный ( вторичный) газ при атмосферном давлении. [3]