СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ.Лекции. Лекции по дисциплине Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений для специальности 130503

• Название: Лекции по дисциплине Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений для специальности 130503
• Дата: 05.02.2022
• Размер: 2.81 Mb.
• Имя файла: СКВАЖИННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ.Лекции.doc
• Тип: Лекции; #352669
• страница: 15 из 26

6.Оборудование фонтанных скважин
Геологические условия нефтяных и газовых месторождений, из которых добываются нефть и газ, различны. Они отличаются глубиной залегания продуктивного пласта, характеристикой и устойчивостью проходимых горных пород, пластовыми давле­ниями и температурой, газовым фактором, плотностью нефти, давлением насыщения и другими характеристиками. В зависи­мости от этих геологических характеристик и особенностей про­дуктивного пласта применяются различные конструкции сква­жин. В этих конструкциях обязательными элементами являются короткое направление (5—15 м), кондуктор (100—500 м) и об­садная— эксплуатационная колонна (до продуктивного гори­зонта). Однако такая простая одноколонная конструкция упот­ребляется при глубинах порядка до 2000 м с устойчивыми по­родами, не вызывающими осложнений при бурении и освоении скважины. При сложных геологических условиях, трудностях спуска одной колонны до проектной глубины, осложнениях при бурении, необходимости перекрытия промежуточных горизонтов с большим пластовым давлением, а также по ряду других

причин необходимо применять более сложные и дорогостоящие многоколонные конструкции скважин. Например, на скважинах, пробуренных на меловые отложения в Чечено-Ингушетии, зале­гающие на глубине 5300—6000 м, вынуждены применять много­колонные конструкции, состоящие кроме направления и кондук­тора из четырех-семи колонн, в том числе с так называемыми хвостовиками, т. е. обсадными колоннами, закрепляющими только вскрытую часть пород ниже башмака последней обсад­ной колонны. Условия эксплуатации месторождений нефти и газа, а также охрана недр и техника безопасности требуют гер­метизации и разобщения межтрубных пространств, спуска в скважину НКТ, направления продукции в замерные устрой­ства, регулирования работы скважины, ее кратковременного за­крытия для ремонтных работ.

Это осуществляется с помощью установки на устье фонтан­ной скважины оборудования, состоящего из колонной головки, фонтанной арматуры и манифольдов.

Колонная головка. Она предназначена для обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубных пространств, а также для подвески обсадных колонн и установки фонтанной арматуры. Существуют одно-, двух-, трех-, четырех и пятиколонные головки; требования, предъявляемые к конструкциям колонных головок, следующие:

надежная герметизация межтрубных пространств;

возможность контроля за давлениями во всех межтрубных пространствах;

быстрое и надежное закрепление подвески обсадных колонн;

возможность крепления к одной колонной головке различ­ных обсадных колонн, т. е. универсальность;

быстрый и удобный монтаж;

минимально возможная высота.

Колонная головка в период эксплуатации скважины остается на устье и, как правило, не ремонтируется. Поэтому к се кон­струкции и качеству изготовления предъявляются высокие тре­бования. Выпускаются колонные головки на 14,0; 21,0; 35,0; 50,0 и 70,0 МПа рабочего давления. В некоторых случаях (на газо­вых скважинах) применяются колонные головки, рассчитанные па давление до 150 МПа.

Для опрес-



Рис. 1. Конструкция простейшей колонной головки для одной обсад­ной колонны

совки колонной головки и контроля давления в межтрубном пространстве предусмотрен боковой отвод с краном высокого давления 9 и манометром 8.

Фонтанная арматура. Фонтанная арматура предназначена:

для подвески одной или двух колонн фонтанных труб;

для герметизации и контроля пространства между фонтан­ными трубами и обсадной колонной;

дл& проведения технологических операций при освоении, экс­плуатации и ремонте скважины;

для направления продукции скважины в выкидную линию на замерную установку;

для регулирования режима работы скважины и осуществле­ния глубинных исследований.

Фонтанная арматура подвергается действию высоких темпе­ратур и давлений. Однако по своим эксплуатационным характе­ристикам (дебит, давление, температура, газовый фактор и др.) фонтанные скважины бывают различными. Поэтому возникает необходимость иметь фонтанные арматуры, рассчитанные на различные условия работы.

Фонтанные арматуры различаются по конструктивным и прочностным признакам:

по рабочему давлению — от 7 до 105 МПа;

по размерам проходного сечения ствола — от 50 до 100 мм;

по конструкции фонтанной ёлки — крестовые и тройниковые;

по числу спускаемых в скважину рядов труб — однорядные и двухрядные;

по типу запорных устройств — с задвижками или с кранами.

Для охвата всех возможных условий в фонтанных скважи­нах по давлению приняты следующие стандарты: арматуры на 7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа рабочего давления, причем арматура на 7, 14, 21 и 35 МПа испытывается на двойное рабочее давле­ние, а арматура на 70 и 105 МПа — на полуторакратное давле­ние. Собственно фонтанная арматура состоит из двух элемен­тов: трубной головки и фонтанной елки. Трубная головка предназначена для подвески фонтанных труб. Обычно она пред­ставляет собой крестовину с двумя боковыми отводами с уста­новленной на ней переходной катушкой, в которую вворачива­ется верхний резьбовой конец фонтанных труб. При применении двух рядов труб устанавливаются две крестовины с переход­ными катушками. На нижней катушке подвешивается первый ряд труб (большого диаметра), а на верхней катушке — второй ряд труб (меньшего диаметра). На верхнем фланце катушки укрепляется собственно фонтанная ёлка.

Трубная головка подвергается давлению затрубного газа, которое может быть больше, чем давление в фонтанной ёлке. Поэтому трубная головка рассчитывается и испытывается на давление примерно в 1,5 раза большее, чем фонтанная ёлка. Это объясняется тем, что в межтрубном пространстве, которое гер­метизирует трубная головка, может скопиться чистый газ, и по­этому давление может достигнуть пластового.

Фонтанные ёлки по конструкции делятся на крестовые и тройниковые. Характерным узлом крестовой арматуры является крестовина 6 (рис. 2) с двумя боковыми отводами, каждый из которых может быть рабочим, а второй запасным. Для тройниковой фонтанной ёлки (рис. 3) характерным узлом яв­ляются тройники 1, к которым присоединяются выкидные ли­нии — верхняя и нижняя. Причем рабочим выкидом всегда должна быть верхняя линия, а нижняя — запасной. Это про­диктовано безопасностью работы и возможностью предотвраще­ния открытого фонтанирования. Тройниковые арматуры, как правило, применяются в скважинах, дающих вместе с нефтью абразивный материал—песок, ил. При разъедании песком верх­него тройника скважина может быть переведена на работу через нижний отвод. При этом промежуточная (между отво­дами) задвижка или кран закрывается; и верхний тройник, и отвод могут быть отремонтированы. При применении в этих ус­ловиях крестовой арматуры разъедание крестовины приводит к необходимости перекрытия скважины центральной задвижкой для замены крестовины. Однако крестовые арматуры более ком­пактны, высота их меньше, обслуживание, которое заключается в снятии показаний манометров, смене штуцеров и осуществля­ется с мостков без лестниц. Тройниковые арматуры имеют боль­шую высоту и требуют для обслуживания специальных вспомо­гательных сооружений.

Фонтанные арматуры шифруются следующим образом:



Рис. 2. Фонтанная крестовая арматура (4АФК-50-700) высокого давле­ния (70 МПа) для однорядного подъемника:

/ — вентиль, 2 — задчижка. 3 — крестовина, 4 — катушка для подвески НК.Т, 5 — штуцер, 6 — крестовины ёлки, 7 — буфер, 8 — патрубок для подвески НКХ 9 — катушка

АФТ-65Кр-140, что означает: арматура фонтанная, тройниковая с проходным сечением 65 мм, крановая на 14 МПа рабо­чего давления.

АФК-50-210 — арматура фонтанная крестовая диаметром 50 мм на рабочее давление 21 МПа.

Масса фонтанной арматуры достигает 3 т, высота 4 м, ши­рина до 3,3 м.

Штуцеры. Они являются элементом фонтанной елки и пред­назначены для регулирования режима работы фонтанной сква­жины и ее дебита. Штуцеры устанавливаются на обеих выкид­ных линиях арматуры и подразделяются на нерегулируемые и регулируемые. Более просты и надежны нерегулируемые шту­церы. Они незаменимы в случаях, когда из скважины поступает песок или другой абразивный материал. Существует много кон­струкций нерегулируемых штуцеров, которые часто выполня­ются в виде коротких конических втулок из легированной стали



Рис. 3. Фонтанная тройниковая арматура кранового типа для подвески двух рядов НКТ (2АФТ-60Х40КрЛ-125):

/ — тройники, 2— патрубок для подвески второго ряда НКТ; 3 — патрубок для подвески первого ряда НКТ



или из металлокерамического мате­риала с центральным каналом за­данного диаметра. По мере износа штуцера установленный режим ра­боты скважины нарушается и шту­цер необходимо менять. Для этого работу скважины переводят вре­менно на запасной отвод, на ко­тором установлен штуцер задан­ного диаметра, и одновременно меняют изношенный штуцер в ос­новном рабочем отводе. В связи с этим предложено много конст­рукций так называемых быстро­сменных штуцеров (рис. 4).


Рис. 4. Штуцер быстро­сменный для фонтанной арма­туры высокого давления (ЩБА-50-700):

— корпус, — тарельчатая пру­жина, 3 — боковое седло, 4 — обой­ма, б — крышка, 6 — нажимная гайка, 7 -— прокладка, 8- гайка боковая. 9 — штуцерная металло-керамическая втулка
Простейший штуцер выполня­ется в виде диафрагмы с отвер­
стием заданного диаметра, зажи­маемой между двумя фланцами
выкидной линии. Применяются ре­гулируемые штуцеры, в которыхпроходное сечение плавно изме­няют перемещением конусного штока в седле из твердого мате­риала. Перемещение осуществля­ется вращением маховика, на штоке которого имеется указатель, показывающий эквивалентный диаметр проходного кольцевого се­чения регулируемого штуцера. Такие' штуцеры сложнее, дороже, имеют сальниковые уплотнения и применяются обычно в скважинах, не продуцирующих песок. В любом штуцере происходит поглощение энергии газожидкостной струи и

снижение давления от давления на буфере до давления в от­водящей линии системы нефтегазосбора. Если разность давле­ний велика, применяют несколько последовательно соединенных штуцеров, в каждом из которых частично снижается давление.

Манифольды. Манифольд предназначен для обвязки фон­танной арматуры с трубопроводом, подающим продукцию сква­жины на замерную установку. Применяются различные схемы таких обвязок в зависимости от местных условий и технологии эксплуатации. Поэтому эти схемы не стандартизованы, но их узлы комплектуются из элементов заводского изготовления. Простейшая схема манифольда крестовой фонтанной арматуры (рис.5) не предусматривает обвязку выкидов межтрубных



Рис.5, Схема обвязки крестовой фонтанной арматуры

пространств и предполагает наличие только одной выкидной линии, соединяющей скважину с трапной или замерной уста­новкой. В некоторых случаях при интенсивном отложении пара­фина предусматривают две выкидные линии и манифольд, до­пускающий работу через любой из двух выкидов.

На рис.5 показаны стандартизованные узлы заводской сборки. Они очерчены четырехугольниками и помечены номе­ром (№ 1, № 2, № 3). Схема предусматривает два регулируе­мых штуцера, два вентиля для отбора проб жидкости и газа, за­порные устройства 3 для сброса продукции па факел или зем­ляной амбар, тройники 4, крестовики 5, предохранительный клапан 6, фланцевые соединения 7. Основные узлы манифольда унифицированы с узлами и деталями фонтанной арматуры. Манифольды на концах имеют фланцы для присоединения труб диаметром 80 мм. В обозначение манифольда входят номер схемы, условный проходной диаметр и рабочее давление, напри­мер, 1МАТ-60Х125. Выкидной шлейф соединяет манифольд ар­матуры с групповой замерной установкой (ГЗУ) промысловой системы нефтегазосбора, где автоматически замеряются дебиты скважин. К ГЗУ подключается группа скважин (до 24), дебит которых измеряется поочередно по определенной программе.

Одиночные фонтанные скважины и особенно высокодебитные работают в индивидуальную трапную установку, в которой происходит сепарация газа (иногда двухступенчатая) и замер дебита. Далее, продукция скважины вместе с водой и остаточ­ным газом поступает в промысловый нефтесборный пункт для частичного обезвоживания путем отстоя и полной сепарации газа. Часто промысловый нефтесборный пункт совмещают с ус­тановками по обезвоживанию и обессоливанию нефти с по­мощью ее нагрева, промывки пресной водой с добавкой поверх­ностно-активных веществ — деэмульгаторов, разрушающих по­верхностные пленки на границе мельчайших капелек воды и нефти.
7.Регулирование работы фонтанных скважин
Как правило, на начальных этапах разработки фонтанные скважины и особенно высокодебитные определяют возможности нефтедобывающего предприятия. Поэтому их исследованию, регулированию и наблюдению за их работой уделяется повышенное внимание. Кроме того, фонтанное оборудование позволяет сравнительно просто проводить глубинные исследования, отбор глубинных проб, снятие профилей притока и прочие. Для установления обоснованного режима эксплуатации фонтанной скважины важно знать результаты ее работы на различных опытных режимах. Режимы работы фонтанной скважины изменяют сменой штуцера, а точнее диаметра его проходного отверстия. При этом необходимо выдержать скважину на новом режиме некоторое время прежде чем проводить какое-либо измерение. Это время необходимо, чтобы пласт и скважина перешли на установившийся режим после возмущения, вносимого в их работу сменой штуцера и изменением в связи с этим ее дебита и забойного давления. Продолжительность перехода скважины на установившийся режим различна и зависит от гидропроводности и пьезопроводности пласта, а также от относительного изменения дебита.

Признаками установившегося режима скважин являются постоянство ее дебита и показаний манометров, присоединенных к буферу скважины и к межтрубному пространству. Обычно это время измеряется несколькими десятками часов.

Для построения регулировочных кривых и индикаторной линии необходимо по крайней мере четыре смены режима работы скважины. После выхода на установившийся режим работы через лубрикатор на забой скважины спускают глубинный манометр или другие приборы, а на поверхности измеряют с возможной точностью дебит, обводненность продукции, содержание песка и твердой взвеси в продукции скважины, газовый фактор или просто дебит газа, показания буферного и межтрубного ма­нометра и отмечают вообще характер работы скважины: нали­чие пульсации, ее ритмичность и амплитуду, вибрацию арматуры и манифольдов. По полученным данным строят так назы­ваемые регулировочные кривые, т. е. зависимости измеренных показателей от диаметра штуцера.

Регулировочные кривые служат одним из оснований для установления технологической нормы добычи из данной скважины и режима ее постоянной работы, например:

-недопущение забойного давления Р_С ниже давления насыще­ния Рнас или некоторой его доли Р_С≥0,75Р_нас;

-установление режима, соответствующего минимальному газовому фактору или его значению, не превышающему опреде­ленную величину.

установление режима, соответствующего недопущению резкого увеличения количества выносимого песка для предотвра­щения образования каверны в пласте за фильтром скважины;

установление режима, соответствующего недопущению рез­кого увеличения процентного содержания воды в продукции скважины;

недопущение на забое скважины такого давления, при кото­ром может произойти смятие обсадной колонны;

недопущение режима, при котором давление на буфере или в межтрубном пространстве достигнет опасных значений с точки зрения прочности и надежности работы арматуры и поверхност­ного оборудования вообще;

недопущение режима, при котором давление на буфере сква­жины может стать ниже давления в выкидном манифольде си­стемы нефтегазосбора;

недопущение такого режима работы скважины, при котором могут возникать пульсации, приводящие к срыву непрерывного процесса фонтанирования;

установление такого режима, при котором активным процес­сом дренирования охватывается наибольшая толщина пласта или наибольшее число продуктивных пропластков. Это устанав­ливается с помощью снятия профилей притока глубинными дебитомерами на разных режимах работы скважины.

После того как режим работы данной скважины установлен и обоснован, за его дальнейшим поддержанием тщательно на­блюдают.

Особенно тщательное наблюдение устанавливается за высокодебитными фонтанными скважинами. При периодических ос­мотрах арматуры фиксируются нарушения герметичности в сое­динениях, опасные вибрации элементов оборудования, показания манометров. О нарушении нормальной работы скважин су-дят по аномальным изменениям буферного и затрубного давле­ния, изменению дебита нефти и обводненности, количеству песка и пр.

Например, падение буферного давления при одновременном повышении межтрубного может указать на опасные пределы отложения парафина или минеральных солей на внутренних стенках НКТ. Одновременное снижение буферного и межтрубного давления свидетельствует об образовании на забое скважины песчаной пробки или накоплении тяжелой минерализованной пла­стовой воды в промежутке между забоем и башмаком НКТ. Малая скорости восходящего потока в этом промежутке может при определенных условиях привести к увеличению давления на забое. Падение давления на буфере при одновременном увеличении дебита указывает на разъедание штуцера и не­обходимость его замены. Засорение штуцера или отложение парафина в манифольде и в выкидном шлейфе при одновременном уменьшении дебита при­водит к росту буферного и межтрубного давления.