Скваженная добыча нефти

 

 

 

 

2. Фонтанный и газлифтный способы эксплуатации скважин.

Фонтанный способ – самый лучший способ эксплуатации, т.к. не требует источников энергии (насосов и т.п.). Оборудование при этом способе простое и надежное.

Фонтанная эксплуатация скважин возможна, когда пластовой энергии хватает для подъема продукции пласта на поверхность земли. В этом случае устье скважины оборудуется специальными устройствами, которые обеспечивают регулирование рабочих показателей (расход, давление) и направление потока пластового флюида в промысловую сеть, а при необходимости - герметизацию скважинного пространства и проведение требуемых технологических операций. Кроме устьевого оборудования современная фонтанирующая скважина имеет достаточно сложное внутрискважинное оборудование.

Комплекс оборудования для фонтанной эксплуатации состоит из наземной части и внутрискважинного оборудования.

Наземное оборудование

К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру и манифольд. Фонтанной арматурой оборудуют фонтанные нефтяные и газовые скважины. Ее устанавливают на колонную головку. Фонтанная арматура изготавливается по ГОСТ 13846-89.

Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам. Эти признаки включают в шифр фонтанной арматуры.

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 крестовые и тройниковые, по числу спускаемых в скважину рядов труб однорядные и двухрядные и оборудованы задвижками или кранами.

Рисунок 1 - Типовые схемы фонтанных елок.

 

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

Фонтанная елка — часть фонтанной арматуры, 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 рисунке 1.

Бывают фонтанные елки двухструнной конструкции. Такая конструкция 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 трехфазовым краном и манометром. Для спуска в работающую скважину приборов и устройств вместо буфера ставится лубрикатор. Типовые схемы фонтанной арматуры приведены на рисунке 2. Монтаж-демонтаж фонтанной арматуры на устье скважины производится автомобильными кранами или другими подъемными механизмами.

 

 

Рисунок 2 — Типовые схемы фонтанной арматуры

1 — фонтанная елка; 2 — трубная головка.

 

Запорные устройства фонтанной арматуры изготавливаются 3-х типов:

• пробковые краны со смазкой по ТУ 26-14-24-77;
• задвижки прямоточные со смазкой типа ЗМ и ЗМС с однопластинчатым шибером по ТУ 26-16-45-77;
• задвижки прямоточные со смазкой ЗМАД с двухпластинчатым шибером по ТУ 26-02-728-76 «Оборудование устья нефтяных и газовых скважин на рабочее давление 70 МПа».

                    

Рисунок 3 - Кран конический пробковый

1 – корпус 2 – пробка 3 – крышка 4 – винт 5 – манжета 6,7 – шпиндель 8 – рукоятка

9 – болт 10 – клапан 11 – толкатель 12 – пружина

 

 

Задвижки типов ЗМС и ЗМАД имеют модификации с ручным пневмоприводом.

Техническая характеристика кранов КППС 65*14:
Условный проход, мм	65
Рабочее давление, МПа	14
Габаритные размеры, мм:
длина	350
ширина	205
высота	420
Масса в собранном виде, кг	53

 

Рисунок 4 - Задвижка типа ЗМС

1 – крышка 2 – крышка подшипника 3 – нажимная гайка 4 – шпиндель

5 – ходовая гайка 6 – сальник 7 – шибер 8 – корпус 9, 11 – седло

10 – нагнетательный клапан 12 – тарельчатая пружина 13 – маховик

 

В процессе эксплуатации арматуры с прямоточными задвижками периодически смазывают подшипники шпинделя жировым солидолом, а в корпус задвижки через штуцер в днище набивают уплотнительную смазку ЛЗ-162 или «Арматол-238». На выкидных линиях, после запорных устройств, для регулирования режима работы скважины ставят регулирующие устройства (штуцеры), обеспечивающие дрессирование потока вследствие изменения площади проходного сечения. Они подразделяются на нерегулируемые и регулируемые. Нерегулируемый штуцер зачастую представляет собой диафрагму или короткую втулку (насадку) с малым отверстием. Диаметр отверстия штуцера может составлять 5 - 25 мм.

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).

 

Рисунок 5 - Нерегулируемый штуцер.

1 – фланец

2 - уплотнительные элементы

3 – патрубок

4 – втулка

5 – корпус

 

Рисунок 6 – Регулируемый штуцер.

1 – корпус 2 – втулка 3 – игла-наконечник 4 – стойка 5 – шток 6 – маховик (штурвал)

Изменение сечения производится вращением маховика 6.

           1.2 Состав скважинного оборудования при фонтанном способе добычи нефти

 

Рисунок 7 – 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 некачествен ном цементировании межтрубного пространства переход скважин на открытое фонтанирование можно предотвратить, применяя комплекс специального подземного скважинного оборудования, который также предназначен для обеспечения одновременной, раз дельной эксплуатации двух продуктивных горизонтов или боле, 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.

 

            Эксплуатация скважин газлифтным методом.

 

Принцип действия газлифта заключается в разгазировании жидкости в подъемных трубах и уменьшении ее плотности. При непрерывной подаче таза газированная жидкость поднимается до устья скважины и выливается наружу. При газлифте в затрубном пространстве скважины устанавливается новый уровень, называемый динамическим, и соответствующее ему забойное давление. Различают непрерывный и периодический газлифт. Также бывает компрессорный газлифт и безкомпрессорный (газ и газовой шапки).

Газлифтный подъемник характеризуется глубиной погружения, высотой подъема жидкости и относительным погружением

 

Рисунок 8 – Схема газлифтного подъемника

 

Глубина погружения - это высота столба дегазированной жидкости h, соответствующая давлению у башмака подъемника во время работы скважины.

Высота подъема - это расстояние h0 от уровня жидкости до устья во время работы.

Относительное погружение - это отношение глубины погружения h ко всей длине подъемника.

Для подъема жидкости сжатым газом используются различные системы подъемников, отличающиеся числом рядов спускаемых в скважину колонн труб, их взаимным расположением, направлением движения рабочего агента и газонефтяной смеси.

Категории скважин, эксплуатируемых газлифтом:

1) С высоким коэффициентом  продуктивности и высоким забойным  давлением. Эксплуатируются непрерывным  газлифтом.

2) С высоким коэффициентом  продуктивности и низким забойным  давлением. Эксплуатируются как  непрерывным, так и периодическим  газлифтом.

3) С низким коэффициентом  продуктивности и высоким забойным  давлением. Эксплуатируются периодическим  газлифтом.

4) С низким коэффициентом  продуктивности и низким забойным  давлением. Эксплуатируются периодическим  газлифтом.

 

Поверхностное оборудование при газлифте:

• гидравлическая обвязка скважины
• пневматические линии
• КС
• станции управления (реле времени, давления)

Скважинное оборудование при газлифте:

• газлифтные клапаны
• пакеры
• циркуляционные и ингибиторные клапаны
• клапаны-отсекатели
• разъединители колонны

Достоинства газлифтного метода:

• простота конструкции (в скважине нет насосов);
• расположение технологического оборудования на поверхности (облегчает его наблюдение, ремонт), обеспечение возможности отбора из скважин больших объемов жидкости (до 1800 ч1900 т/сут);
• возможность эксплуатации нефтяных скважин при сильном обводнении и большом содержании песка, простота регулирования дебита скважин.

Недостатки газлифтного метода:

• большие капитальные затраты;
• низкий КПД;
• повышенный расход НКТ, особенно при применении двухрядных подъемников;
• быстрое увеличение расхода энергии на подъем 1 т нефти по мере снижения дебита скважин с течением времени эксплуатации.