Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин. Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным и газлифтным способами

• Название: Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным и газлифтным способами
• Дата: 08.02.2021
• Размер: 1.09 Mb.
• Имя файла: Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин.docx
• Тип: Реферат; #174943
• страница: 1 из 4

Министерство образования и науки Российской Федерации

Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина

РЕФЕРАТ

по курсу: «Нефтегазопромысловое дело».

на тему: «Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным и газлифтным способами».


Выполнила: студентка гр. РГ-07-5

Ксенофонтова А. А.

Проверил: ст. преподаватель

Шлапаков А.В.


Москва, 2010 г.

Содержание
Введение.

1. 
   Оборудование фонтанных скважин.
   
   1. 
      Наземное оборудование.
      
      1. 
         Фонтанная арматура.
         
      2. 
         Манифольд.
         
   2. 
      Подземное оборудование.
      
      1. 
         НКТ.
         
      2. 
         Пакер.
         
      3. 
         Клапаны.
         

• 
  Клапан – отсекатель.
  
• 
  Циркуляционные и ингибиторные клапаны.
  
• 
  Разъединитель колон.
  
• 
  Телескопические компенсаторы.
  

2. 
   Оборудование газлифтных скважин.
   
   1. 
      Принцип действия и область применения.
      
   2. 
      Типы газлифта.
      
   3. 
      Оборудование.
      
      1. 
         Наземное оборудование.
         
      2. 
         Скважинное оборудование.
         

Заключение.

Список литературы.

Введение

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.

1. Оборудование фонтанных скважин

Оборудование фонтанной скважины обычно состоит из арматуры устья и колонны НКТ. Колонна НКТ в некоторых случаях оснащается приемной воронкой, иногда клапанами-отсекателями или седлами для установки вставных клапанов-отсекателей. Иногда в скважине устанавливают пакер.

Несмотря на относительную простоту оборудования скважин для фонтанной добычи нефти и газа, оно выполняет очень ответственные функции и должно быть особенно надежно, так как аварии с оборудованием при фонтанировании могут привести к выбросам и пожарам. Кроме того, оно часто весьма металлоемко (масса арматуры устья скважины составляет от 0,6 до 4,0 т), что при значительном числе фонтанирующих скважин ведет к большому расходу металла. Поэтому при конструировании арматуры необходимо стремиться не только к увеличению ее надежности, но и к сокращению металлоемкости.

1. Наземное оборудование.

Фонтанная арматура.

Фонтанная арматура предназначена для герметизации устья, контроля и регулирования режима эксплуатации скважин (эксплуатационных и нагнетательных). Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки.

Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке и предназначается для подвески одной или нескольких колонн НКТ и герметизации на устье межтрубных пространств. Трубная головка должна обеспечивать проход жидкости или газа в межтрубные пространства, а также контроль давления в них и выполнения необходимых исследований скважины. Колонны подъемных труб подвешивают к трубной головке на резьбе либо на муфте; в первом случае, при однорядной конструкции лифта трубы подшивают на стволовой катушке; при двухрядной конструкции внутренний ряд - на стволовой катушке, а наружный - на тройнике трубной головки.


Рисунок 1. Трубная головка: 1 — крестовик; 2 — набор манжет; 3 — грундбукса; 4 — трубодержатель; 5 — предохранитель; 6 — винт; 7 — манжеты; 8 — гайка; 9 — втулка; 10 — переводник.
Фонтанная арматура выполняет несколько функций, главные из которых:

• 
  удержание на весу колонны НКТ, спущенной в скважину, а при двухрядном подъемнике — двух колонн;
  
• 
  герметизация затрубного пространства и их взаимная изоляция;
  
• 
  обеспечение возможности регулирования режима работы скважины в заданных пределах, непрерывности ее работы и исследования скважины путем измерения параметров ее работы как внутри самой скважины, так и на поверхности.
  

Стандартом предусмотрено несколько схем, составляющих две группы арматур, — на базе использования тройников и на базе крестовин.



Рисунок 2. Типовые схемы фонтанной арматуры: 1 - манометр; 2 - запорное устройство к манометру; 3 - фланец под манометр; 4 - запорное устройство; 5 - тройник, крестовина; 6 - дроссель; 7 - переводник трубной головки; 8 - ответный фланец; 9 - трубная головка.
Тройниковую арматуру рекомендуется использовать при низких и средних давлениях. Тройниковую арматуру с двухструнной елкой рекомендуют для скважин, в продукции которых содержаться механические примеси.

Крестовая и тройниковая однострунные арматуры предназначены для скважин, в продукции которых нет механических примесей.

Для средних и высоких давлений рекомендуют применять крестовую арматуру. Крестовая арматура значительно ниже тройниковой, что облегчает ее обслуживание. К недостаткам крестовой арматуры относится то, что при выходе из строя одного из отводов необходимо закрывать нижнее стволовое запорное устройство, а, следовательно, останавливать скважину. У тройниковой арматуры с верхним рабочим отводом при выходе его из строя можно закрыть среднюю стволовую задвижку и включить в работу нижний отвод.



Рисунок 3. Схема лубрикатора: 1 — ролик; 2 — кронштейн; 3 — проволока; 4 — сальниковый узел; 5 — сальниковая крышка; б — труба (собственно лубрикатор); 7 — глубинный прибор; 8 — манометр; 9 — сливной кран; 10 — буферная задвижка; 11 — задвижки выкидных манометров; 12- центральная задвижка.
При исследовании скважин часто необходимо устанавливать над фонтанной елкой лубрикатор для спуска того или иного прибора. Для этой цели в тройниковой и крестовой арматуре предусмотрено верхнее стволовое запорное устройство. Лубрикатор (рис.4) представляет собой отрезок насосно-компрессорной трубы 6 соответствующей длины, устанавливаемый на фланце буферной задвижки 10, и включающий в себя ролик 1, закрепленный на кронштейне 2. Кронштейн крепится на трубе 6. В верхней части имеется сальниковый узел 4 и сальниковая крышка 5, наворачиваемая на трубу 6. Внутрь лубрикатора вводится глубинный прибор 7, спускаемый в скважину на проволоке 3. В нижней части лубрикатора имеется отвод со сливным краном 9. Давление внутри лубрикатора (устьевое давление Р) фиксируется манометром 8. Перед установкой лубрикатора закрывается буферная задвижка 10, а продукция скважины эвакуируется в выкидные манифольды с задвижками 11. Центральная задвижка 12 открыта. После установки лубрикатора на фланце буферной задвижки и введения в него глубинного прибора заворачивается сальниковая крышка 5 с сальниковым узлом 4. Проволока 3 уплотняется в узле 4. Закрывается кран 9 и открывается задвижка 10. Манометр 8 регистрирует давление на устье скважины. После этого прибор спускают в колонну НКТ. В скважинах, эксплуатируемых насосным способом, спуск прибора осуществляют до выкида насоса, а в фонтанных и газлифтных — до забоя.

Шифр фонтанной арматуры в зависимости от ее схемы, конструкции, способа управления задвижками, условного прохода, давления, климатического исполнения и коррозионностойкости может включать от девяти и более буквенных и цифровых обозначений [5].

Полный шифр фонтанной арматуры (ГОСТ 13846-84) условно представляется в виде:
АФХ₁Х₂Х₃ – Х₄ x Х₅Х₆Х_7,
где А - арматура;

Ф - фонтанная;

Х₁ - конструктивное исполнение: с фланцевыми соединениями - без обозначения (наиболее распространенное); подвеска подъемной колонны на резьбе переводника трубной головки - К;

подвеска колонны на муфте в трубной головке - без обозначения; для эксплуатации скважин УЭЦН - Э,

Х₂ - номер схемы арматуры; при двухрядной концентричной подвески к номеру схемы добавляется буква «а»;

Х₃ - способ управления задвижками: вручную - без обозначения; дистанционно и автоматически - В; автоматически - А;

Х₄ - условный проход в мм по ГОСТ 13846. В том случае, когда условные проходы ствола елки и ее боковых труб отличаются, цифровое обозначение указывают через дробь;

Х₅ - рабочее давление в МПа;

Х₆ - климатическое исполнение по ГОСТ 15150: для умеренной климатической зоны - без обозначения; для умеренной и холодной климатических зон - ХЛ;

Х₇ - исполнение по коррозионностойкости: для обычных сред - без обозначения; для сред, содержащих:
до 6% СО₂ – К₁;

до 6% Н₂S и СО₂ – К₂;

до 25% Н₂S и СО₂ – К₄.
Для изготовления элементов фонтанной арматуры применяются, стали марок 45, 40ХЛ, 40ХНЛ и другие легированные стали.

Большое значение для надежности, металлоемкости, технологичности изготовления, сборки-разборки, ремонтоспособности имеет способ стыковки элементов фонтанной арматуры: тройников, крестовиков, запорных устройств, катушек, вентилей, а также способ герметизации этих стыков. Существуют несколько способов стыка элементов фонтанной арматуры. Наиболее распространенный — фланцевый с креплением болтами или шпильками. К недостаткам таких соединений относятся их значительная металлоемкость, большое число болтов (шпилек) и необходимость стабильности крепления каждого из них, а также чувствительность соединения к эффекту релаксации. Фланцевые соединения обусловили необходимость сварки литой части заготовок корпусов тройников и крестовин со штамповками, что усложняет изготовление и приводит к увеличению объема работ по механической обработке.

Более простое соединение стыков — резьбовое с муфтовым соединением, так как отпадает необходимость во фланце, прокладках, большом числе болтов, отверстий под них и упрощается сборка-разборка. Однако резьбовое соединение увеличивает вертикальный размер арматуры.

В последние годы получают все более широкое применение так называемые хомутовые соединения, позволяющие резко уменьшить размеры фланцев стыкуемых деталей, которые превращаются в небольшие бурты. Одновременно отпадает необходимость в большом числе шпилек и отверстий под них. Особое преимущество хомутового соединения — в резком ускорении и упрощении сборки и разборки стыкуемых элементов арматуры.

При обеспечении высокой надежности элементов запорных устройств становится возможным и целесообразным, особенно при больших давлениях, изготавливать фонтанную арматуру из моноблоков, каждый из которых содержит несколько элементов арматуры: две — четыре задвижки, тройник или крестовину. В этом случае вообще отсутствуют стыки между этими элементами и отпадает необходимость в их герметизации, уменьшаются размеры, значительно сокращается металлоемкость.
Техническая характеристика фонтанной арматуры:

Основные параметры, характеризующие фонтанную арматуру
Рабочее давление,	Условный проход, мм		Пробное давление, МПа
МПа	Ствол	Боковые отводы	На прочность	На герметичность
7	65	50; 65	14	7
14	65*	50; 65*	28	14
21	65*	50; 65*	42	21
21	80*	50; 66*	42	21
21	100*	65; 100*	42	21
21	150*	100*	42	21
35	50	50	70	35
35	65*	50; 65*	70	35
35	80	50; 65	70	35
35	100*	65; 80; 100*	70	35
70	52*	52*	105	70
70	65	50; 65	105	70
70	80*	50*; 65; 80	105	70
105	50	50	150	105
* Выпускаются серийно; остальные - по требованию заказчика

Запорные и регулирующие устройства фонтанной арматуры и манифольда.

В арматуре применяются следующие запорные устройства:

• 
  задвижки клиновые;
  
• 
  задвижки прямоточные;
  
• 
  краны;
  
• 
  вентили;
  
• 
  штуцера.
  

Рисунок 4. Схемы а) клиновой задвижки, б) прямоточной задвижки.
Запорные устройства первых трех типов являются основными в стволовой и отводящей частях арматуры. Вентили устанавливаются перед манометрами.

Основное достоинство клиновой задвижки - ее простота. Но при открытой задвижке у проходного канала (рис. 4а) образуются большие боковые полости, вызывающие образование вихревых токов, потерю напора и возможность отложения в них солей, парафина и песка. При этом уплотняющие поверхности у корпуса и клина интенсивно омываются потоками жидкости, отбираемой из скважины, что приводит к их усиленной коррозии и эрозии.

Этих недостатков нет у прямоточной задвижки (рис.4б). Клиновое уплотнение у нее заменено шиберным с двумя плашками или одношиберным. Шибер при открытом и при закрытом проходном канале все время прижат к уплотняющим поверхностям деталей корпуса. Он состоит из двух половинок, разжимаемых пружинами. Общее усилие пружин может доходить до 9 кН. При закрытии или открытии прямоточной задвижки шибер скользит по уплотняющим поверхностям деталей корпуса. В открытом состоянии внутри задвижки образуется прямой канал без существенных боковых полостей. Уплотняющие поверхности не омываются потоком жидкости. К уплотняющим поверхностям у зазора А подается густая смазка. Таким образом, исключаются основные недостатки клиновой задвижки.

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. Дроссель имеет корпус, в который вставлена стационарная или сменная втулка с небольшим по диаметру отверстием. Через отверстие втулки проходит вся продукция скважины. Подбором размера отверстия регулируют дебит скважины.


Рисунок 5. Пробковый кран.
В пробковом кране с конической пробкой (рис.5) герметичность уплотнения обеспечивается точностью изготовления корпуса и пробки, размером зазора между ними, а также специальной смазкой, заполняющей корпус крана. Кран рассчитан на рабочее давление 14,0 МПа и имеет проходное отверстие 65 мм. Краны аналогичной конструктивной схемы выпускаются на давления до 100—120 МПа. Для установки, включения-отключения манометров и для снижения давления используются вентили. Вентили, применяемые на фонтанных арматурах, рассчитаны на рабочее давление до 70,0 МПа, имеют проходное отверстие 5 мм и массу 3—4 кг.

Сложная конструкция прямоточной плоскошиберной задвижки (рис. 6) рассчитана также на рабочее давление 70,0 МПа, но отличается иной системой уплотнения. В корпусе задвижки установлены две направляющие щеки с емкостями для специальной смазки и каналами для ее подачи к уплотняемым поверхностям. Шибер состоит из двух плашек, распираемых несколькими пружинами. Плашки имеют пазы, в которых размещены головки шпинделя и контршпинделя. Смазка подается к уплотняемым поверхностям под давлением рабочей среды, что улучшает герметичность затвора. Запас смазки пополняется через обратные клапаны.


Рисунок 6. Плоскошиберная задвижка с принудительной смазкой запорного устройства: 1 – корпус; 2 – щека; 3 – шпиндель; 4 – обратный клапан; 5– втулка; 6 – маховик: 7 – винт; 8 – гайка; 9 – корпус подшипника; 10– масленка; 11 – подшипник; 12 – уплотнение; 13 – крышка; 14 – поршенек; 15–канавка;16–втулка;17–контршпиндель.

Для обеспечения управления задвижками, а также для обеспечения возможного телеуправления они снабжаются гидроприводом или пневмоприводом. Пневмоприводной задвижки на рабочее давление 70 МПа с условным проходным отверстием 50 мм. Как видно, конструкции собственно задвижек отличаются лишь исполнением устройства для перемещения шпинделя и наличием приводных цилиндров, гидравлического или пневматического.

Регулируемые штуцеры аналогичны по конструкции вентилю. Они позволяют бесступенчато регулировать давление на выкиде фонтанной скважины за счет осевого перемещения шпинделя штуцера с насадкой, входящей в гнездо.

Из-за переменного профиля насадки площадь кольцевого отверстия между гнездом и насадкой при перемещении шпинделя меняется в пределах от 3 до 35 мм, что и позволяет регулировать расход жидкости или газа. Штуцер рассчитан на рабочее давление до 70,0 МПа. Масса штуцера около 80 кг. Для облегчения управления штуцерами и для возможности телеуправления они оснащаются приводом.


Рисунок 7. Штуцер.


Рисунок 8. Быстросменный штуцер: 1 – обойма; 2,9 — уплотнительные кольца; 3 –пружина; 4 – дроссель; 5 – уплотнение дросселя; 6 – винт; 7 – проточка; 8 — корпус; 10 — кольцо
При агрессивных средах и больших расходах жидкости или газа насадка шпинделя и гнездо штуцера быстро изнашиваются. Для повышения износостойкости этих деталей они изготовляются из специальных композитных материалов. Однако и это не исключает необходимости в частых сменах регулируемого штуцера. Поэтому в подобных условиях применяются сменные, втулочные штуцеры с разными диаметрами отверстий, которые при износе поверхности отверстия снимаются с фонтанной арматуры и заменяются новыми.

Смена обычного втулочного штуцера трудоемка и длительна. Для облегчения и ускорения этой операции применяются быстросменные штуцеры (рис. 7). За счет использования сменных втулок с отверстиями диаметром 5, 8, 10, 15, 20, 25, 30 мм и возможности их быстрой смены можно ступенчато регулировать расход жидкости или газа. Штуцер рассчитан на рабочее давление 70 МПа.

Наиболее интенсивное разрушение деталей фронтальной арматуры, манифольда и запорных устройств возникает при сероводородной коррозии, приводящей к сульфидному растрескиванию стали из-за водородного охрупчивания. С увеличением прочности и твердости металла, с ростом действующих в сечении напряжений, особенно переменных, скорость коррозии увеличивается. Стали с высоким содержанием углерода корродируют быстрей, чем стали с низким. Поэтому для изготовления в антикоррозионном исполнении по отношению к Н₂S применяются стали с небольшим содержанием углерода (0,05— 0,22%), а нагрузки на изделие не должны приводить к большим напряжениям.

Манифольд.

Фонтанная арматура скважины соединяется с промысловыми коммуникациями сбора пластовой жидкости или газа с помощью манифольда, который представляет собой сочетание трубопроводов и запорных устройств, а иногда и клапанов, обвязывающих фонтанную арматуру. Манифольд служит для подключения к трубному и затрубному пространствам агрегатов для проведения различных операций при пуске и эксплуатации скважины.

Манифольды фонтанной арматуры обычных нефтяных скважин состоят из нескольких задвижек, крестовиков, тройников, и других элементов. На более ответственных нефтяных скважинах манифольд состоит из большего числа элементов. Еще более сложны манифольды для высокодебитных газовых скважин.


Рисунок 9. Манифольды фонтанной арматуры: а — манифольд газовой скважины; б — манифольд нефтяной скважины.
В фонтанной арматуре 1 за катушкой 2 и угловыми регулирующими штуцерами 3 и 4 обе рабочие струны и струны затрубного пространства обвязываются манифольдом с задвижками, крестовиками, тройниками, катушками, КИП, предохранительными клапанами и продувочно-задавочной линией, состоящей из линий 5 для подключения агрегатов, сбора глинистого раствора 6, подключения сепаратора 7, штуцеров 8, ДИКТа 9 и факельной линии 10.

Манифольд обеспечивает подачу в скважину ингибитора; глушение с помощью продувочно-задавочной линии и продувку скважины по трубному и затрубному пространствам; проведение газодинамических исследований; подключение насосных агрегатов на достаточном расстоянии от устья; безопасного сжигания газа и конденсата в факеле; сбор глинистого раствора и других рабочих жидкостей при освоении; глушение и интенсификацию притока жидкости к забою.

В манифольдах фонтанной арматуры газовых скважин применяются клапаны-отсекатели, отключающие скважину при понижении и повышении давления по сравнению с заданным. Арматура и манифольд газлифтных и нагнетательных скважин собираются из элементов, часть которых составляет арматуру и манифольд фонтанных скважин.