оборудование. Устье скважины Устье скважины

• Название: Устье скважины Устье скважины
• Дата: 06.09.2022
• Размер: 0.72 Mb.
• Имя файла: оборудование.doc
• Тип: Документы; #665083

Устье скважины

Устье скважины представляет собой систему труб из чугуна или стали на верху скважины, которая с поверх­ности регулирует давление в скважине (рис. 11.1). Детали специально обрабатывают для обеспечения очень плот­ной подгонки, поэтому они образуют герметичные со­единения, исключающие протечки или прорывы сква-жинных жидкостей на поверхность. Некоторые из самых тяжелых фитингов на устье скважины рассчитаны на дав­ление до 30 ООО psi (215 МПа). Прочее оборудование ус­тья скважины представляет собой опорную конструкцию для насосно-компрессорной колонны в скважине и не рассчитано на такое высокое давление.

Устье скважины состоит из разных узлов, среди кото­рых головка обсадной колонны, головка насосно-комп­рессорной колонны и фонтанная арматура (рис. 11.2).

Головка обсадной колонны

По мере бурения и введения каждого звена обсадной колонны в скважину на поверхности необходимо уста­навливать тяжелые фитинги для присоединения обсадной колонны. Оборудование, предназначенное для этой цели, называется головкой обсадной колонны. Она снабжена клиньями или другими захватами для удерживания веса обсадной колонны. Все устройство уплотняет обсадную колонну и таким образом предотвращает прорыв или утечку флюидов из скважины.

Обычно предусматриваются спускные газовые клапа­ны, чтобы снизить давление газов, которые могли бы скапливаться между или внутри секций обсадной колонны. Эти клапаны могут быть (иногда) использованы при добыче по обсадной колонне.

При бурении и капитальном ремонте скважины голов­ка обсадной колонны служит для крепежа устройств дляконтроля давления. С помощью адаптеров, регуляторов дебита и фланцев присоединяют все более тонкие обсад­ные трубы в процессе бурения и установки дополнитель­ных секций. Это значит, что противовыбросовое устройст­во надо снимать и ставить на место каждый раз, когда в скважину устанавливается новая секция обсадной колон­ны. По мере установки новых фланцев и втулок они ста­новятся неотъемлемой частью постоянного оборудования устья скважины.

Колонные головки

Колонные головки предназначены для обвязки обсадных колонн газовых и нефтяных скважин. Они обеспечивают подвеску колонн, герметизацию межколонных пространств и контроль давления в них. Проведение таких технологических операций, как снижение давления в межколонном пространстве, закачка цемента и других тампонажных материалов в межколонное пространство и т.д.
Конструкция колонной головки должна обеспечивать:

надёжную герметизацию межколонных пространств;

контроль за давление в межколонном пространстве;

быстрое и надёжное закрепление обсадных колонн;

универсальность, т.е. возможность крепления к одной колонной головке различные диаметры обсадных колонн.



Колонная головка типа UZ - 22
Колонная головка типа UZ - 22A имеет проточку для установки подвески обсадных труб, выполненную таким образом, чтобы принимать различные их типы (стандарт: подвеска обсадных труб типа UZ – 22).

Конструкция колонной головки типа UZ – 22В идентична UZ - 22A, еще два стопорных болта, предохранительной втулки.

Конструкция колонной головки типа UZ – 22С идентична UZ - 22A, но включает множество боковых винтов, предназначенные для крепления и герметизации уплотнительного пакета подвески обсадных труб.

Колонные головки типа UZ – 22 поставляются, в стандартном исполнении, с двумя боковыми резьбовыми LP или фланцевыми отводами.

Головки выпускаются с внутренней резьбой для обсадных труб, по API – 6A или с зазором для сварки. Вариант с зазором для сварки имеет нарезное отверстие ½ " NPT, необходимое для проведения испытания на герметичность сварки.





Головка насосно-компрессорной колонны

Головка насосно-компрессорной колонны выполняет три функции:

• поддерживает насосно-компрессорную колонну;

• создает герметичное уплотнение между обсадной и насосно-компрессорной колоннами;

• обеспечивает наличие на поверхности патрубков для регулирования потока жидкости или газа.

Головка насосно-компрессорной колонны опирается на головку обсадной колонны. Головки насосно-компрес-сорных (рабочих) колонн в зависимости от давления раз­личаются по конструкции. Для облегчения обслуживания скважины многие виды головок рабочих колонн легко разбираются и собираются.

Фонтанная арматура

Если на скважине предполагается высокое давление, то перед заканчиванием скважины головка обсадной или насосно-компрессорной колонны оборудуется специаль­ными мощными клапанами и контрольно-измерительной аппаратурой. Данные клапаны регулируют поток нефти и газа из скважины и называются фонтанной арматурой.

Манометры входят в состав оборудования устья сква­жины и фонтанной арматуры и предназначены для изме­рения давления в обсадной трубе и насосно-компрессор-ной колонне, что позволяет разработчику лучше управ­лять продуктивностью скважины.

Иногда вместе со скважинными жидкостями выносит­ся песок. Тонкие абразивные частицы могут истачивать краны, фитинги и дроссели.

Главная задвижка служит ключом для перекрывания скважины в аварийных ситуациях, поэтому она всегда должна быть в хорошем, надежном состоянии. Принято пользоваться ею, только когда это абсолютно необходи­мо, чтобы она не повреждалась частицами песка.

Оборудование скважины для добычи

Для защиты обсадной трубы в скважину пропускается линия стальных труб меньшего диаметра, которая назы­вается насосно-компрессорной, лифтовой, эксплуатацион­ной или рабочей колонной или трубой (НКТ). По этой НКТ жидкости из скважины будут доставляться на поверхность. Чтобы скважинные флюиды не попадали в кольцевое пространство между обсадной и насосно-компрессорной колоннами, у основания НКТ обычно устанавливается пакер, который можно расширить так, чтобы образова­лось герметичное уплотнение.

Наверху скважины необходимо установить ряд клапа­нов и фитингов, чтобы регулировать и направлять поток из скважины. Как мы говорили выше, эту конструкцию из клапанов и фитингов называют устьем скважины или иногда фонтанной арматурой.

Из устья скважины добытые жидкости транспортиру­ются по выкидному трубопроводу в промысловый сбор-ник — резервуарный парк. В этих резервуарах может соби­раться продукция из многих скважин. Резервуарный парк оснащен оборудованием, необходимым для разделения произведенных жидкостей — нефти, воды и газа, так что­бы каждую из них можно было использовать по назначе­нию.

Классификация скважин по методу подъема

Добывающие скважины обычно классифицируют по типу механизма, используемого для доставки жидкостей с забоя скважины в выкидной трубопровод. Это может быть либо естественный поток, либо какой-то искусст­венный способ подъема. Газовые скважины обладают ес­тественной продуктивностью. Некоторые нефтяные сква­жины фонтанируют на ранних стадиях своей продуктив­ной жизни благодаря присущей им внутренней энергии (рис. 10.1), но рано или поздно и им требуется дополни­тельная энергия для поддержания продуктивности.

Когда скважина открывается для добычи, нефть по­ступает в ствол скважины под действием перепада дав­лений в скважине и в коллекторе. По мере подъема неф­ти по насосно-компрессорной колонне давление продол­жает снижаться. При снижении давления растворенный газ начинает выделяться, образуя в нефти пузырьки. Эти пузырьки газа расширяются, и столб жидкости становит­ся легче. Совместное действие давления коллектора и уменьшенного веса столба жидкости и обеспечивают фонтанирование скважины.
По мере извлечения нефти пузырьки газа образуются и в самом коллекторе. Они продолжают расширяться, вы­тесняя больше нефти в скважину. Однако в конце концов расширяющиеся пузырьки газа соединяются между со­бой, формируя сплошные газовые каналы внутри кол­лектора. Когда это происходит, газ начинает стекать в скважи­ну, оставляя за собой большую часть более тяжелой неф­ти (рис. 10.2). Эти явления продолжаются до тех пор, пока давление в коллекторе не уменьшится до такой степени, что не сможет выталкивать оставшуюся, более тяжелую нефть на поверхность. Начиная с этого момента требует­ся механизированная добыча.

Механизированная добыча

Механизированная добыча (механизированный лифт) применяется в тех случаях, когда давление в нефтяном коллекторе снижается настолько, что уже не может обес­печивать экономически оптимальный отбор из скважи­ны за счет природной энергии. Наиболее распростране­ны следующие методы механизированной добычи:

• газлифт;

• плунжерный лифт;

• добыча штанговыми насосами;

• откачка пневматическими и гидравлическими насосами;

• откачка роторными насосами;

• откачка гидравлическими глубинными насосами;

• откачка электрическими погружными насосами.

Для достижения максимальной экономической эффек­тивности при добыче нефти следует учитывать измене­ние стоимости денег по истечении какого-либо времени. Хорошо знакомым примером этого принципа служат сбе­регательные счета. Один доллар, помещенный на сбере­гательном счету с годовым интересом в 15 сложных про­центов, через 10 лет будет стоить 4,05 дол. Наоборот, 4,05дол., которые можно получить через Шлет, сегодня стоят всего-навсего 1 дол. с годовым интересом в 15 слож­ных процентов.

Определение текущей цены будущих долларов назы­вается дисконтированием или обратным расчетом слож­ных процентов. Текущая цена доллара в некотором буду­щем равна обратной величине будущей цены доллара, вложенного сегодня на какой-то промежуток времени с постоянным интересом и одним и тем же периодом на­числения сложных процентов.

И нженеры-нефтяники пользуются этим принципом для расчета наиболее экономичного метода эксплуатации данной скважины. С точки зрения эксплуатационника, понимание этой концепции помогает осознать цену про­стоя и важность решения проблем, снижающих максимальную продуктивность. Если скважина на месторожде­нии с ожидаемым продуктивным временем жизни 10 лет простаивает, потери могут не окупиться за это время. При годовом интересе в 15 сложных процентов и при посто­янных ценах на нефть это производство принесет только четверть того, что дало бы, будь эта нефть добыта сегод­ня. Один из наиболее важных факторов в получении мак­симальной экономической эффективности скважины за­ключается в минимизации простоев и потери произво­дительности.

Газлифт

В скважинах, где давление в коллекторе или давление растворенного газа слишком мало, чтобы создавать фон­танирование, поток жидкости может поддерживаться ис­кусственным методом — газлифтом (рис. 10.3). Существу­ет множество вариаций газлифтной системы, но основ­ной принцип заключается в том, чтобы брать газ из внешнего источника и закачивать его в добываемые жид­кости, проходящие по насосно-компрессорной колонне. Это снижает вес столба жидкости и обеспечивает исте­чение нефти из скважины.

В ходе эксплуатации газ под давлением закачивается в пространство между обсадной и насосно-компрессорной колоннами и попадает в последнюю через открытый газ-лифтный клапан. Жидкость в насосно-компрессорной ко­лонне выше клапана вытесняется и/или становится лег­че при смешивании с газом и может подниматься на по­верхность вместе с расширяющимся газом. Когда газ и жидкость достигают поверхности, газ отделяется от неф­ти. Здесь его вновь сжимают до высокого давления и еще раз закачивают в пространство между обсадной и насос­но-компрессорной колоннами, чтобы повторить цикл снова.

Так как газ закачивается с более или менее постоян­ной скоростью, система классифицируется как непрерыв­ный газлифт. Тем не менее рано или поздно давление в коллекторе понизится до такой степени, что даже с по­мощью вспомогательной закачки газа оно не будет под­держивать ток нефти. На данном этапе можно применить одну из периодических систем газлифта. По этому методу жидкости дают время для накопления в насосно-комп-рессорной колонне. Затем в скважину в заранее опреде­ленные промежутки времени закачивают газ, который порциями вытесняет жидкость на поверхность.

Особым типом газлифта является система плунжерно­го подъема для скважин, производящих небольшие коли­чества жидкости. На нижнем конце насосно-компрессор-ной колонны устанавливают накопительную камеру. Ког­да накапливается достаточное количество жидкости, плунжер выталкивает ее на поверхность. Энергия для вы­талкивания плунжера на поверхность передается газом высокого давления. Когда плунжер достигает поверхно­сти, газ высокого давления высвобождается и плунжер падает обратно на дно насосно-компрессорной колонны до своего следующего путешествия на поверхность.

Газлифт широко используют как механизированный способ эксплуатации при морском способе добычи. Пред­почтительным методом газлифта в море является непре­рывный газлифт, так как пропускная способность трубо­проводов высокого и низкого давления обычно ограни­чена. На суше также имеется много установок для газлифта.

В начале XIX века водозаборные скважины зачастую эксплуатировали с помощью воздушного лифта. Для это­го по линии тонких труб в скважину подавали сжатый воздух, чтобы поднимать воду на поверхность. Тот же принцип был позднее применен для нефти, но воздух в качестве закачиваемой среды заменили на природный газ, чтобы снизить опасность коррозии и пожара.

Непрерывный поток

Простейший вид газлифта — это использование на-сосно-компрессорных колонн с открытым концом. На рис. 10.4 изображена водозаборная скважина в статиче­ских условиях. Поскольку давление в пласте слишком мало, чтобы заставить воду вытекать на поверхность, сле­дует воспользоваться каким-либо искусственным подъем­ником. Обратите внимание на то, что гидростатический напор жидкости в скважине равен давлению в геологи­ческом пласте.
Добыча начинается подачей в колонну воздуха или газа, который смешивается с жидкостью над нижним краем колонны; при этом снижается градиент жидкости, в результате чего скважина становится продуктивной. Этот тип подъема известен как непрерывный газлифт. Систему непрерывного потока часто устанавливают в скважине (задолго до того, как она перестанет давать нефть) для увеличения производительности и предотв­ращения остановки скважины. В большинстве случае газ подается внутрь и вниз по кольцевому зазору, а добыча производится по насосно-компрессорной колонне. Для больших объемов, тем не менее, газ может закачиваться по насосно-компрессорной колонне, а добыча происхо­дить по кольцевому зазору.

При периодическом варианте газлифта (рис. 10.7) по­дача газа периодически прекращается, чтобы дать жид­кости возможность достичь требуемого уровня над самым нижним газлифтным клапаном. Обратное давление на продуктивный пласт сводится к гидростатическому дав­лению газа над жидкостью в колонне и гидростатическо­му давлению относительно небольшого столба жидкости в колонне, которое очень мало. Быстрое нагнетание газа через большое отверстие в нижнем газлифтном клапане приводит к быстрому выталкиванию накопленной жид­кости в виде пробки при небольшом проскоке газа вверх через жидкость. При правильной конструкции и регули­ровке этот вид газлифтной установки очень эффективен и может использоваться для добычи из скважин с до­вольно низким давлением в забое.

На некоторых скважинах с очень низким давлением в забое и высокими показателями продуктивности (изме­ряется в баррелях в сутки на перепад давления в футах на квадратный дюйм) применяют особый вид газлифта, из­вестный как камерный газлифт. Эта система действует так же, как другие варианты газлифта периодического дей­ствия, за исключением случая, когда подача газа отклю­чена, поступающие в скважину жидкости собираются в камере, имеющей больший диаметр, чем насосно-комп-рессорная колонна. При одном и том же объеме добывае­мой жидкости гидростатический напор и давление у дна скважины уменьшены. Добиваются более низкого давле­ния притока в пласте, чем при непрерывной добыче, ис­пользуя камерный газлифт, либо в обычных установках газлифта периодического действия. Запускающие клапа­ны над камерой устроены так же, как на обычных газ-лифтных установках периодического действия (рис. 10.8).

По мере того как газ поступает в кольцевой зазор из насосно-компрессорной колонны, плотность жидкости в нем над точкой подачи уменьшается. При этом снижает­ся давление, необходимое для закачки газа, и гидроста­тическое давление в забое скважины. Поскольку давле­ние в пласте теперь превышает гидростатическое давле­ние в забойной зоне, жидкости перетекают в скважину. Пузырьки газа, образовавшиеся у дна колонны в резуль­тате закачивания газа, расширяются, поднимаясь по кольцевому зазору и увеличиваясь вдвое в объеме всякий раз, когда гидростатический напор над ними уменьша­ется наполовину.

Этот вид газлифта удовлетворительно действует как на неглубоких скважинах, так и на скважинах с высоким давлением в забое. Тем не менее в более глубоких сква­жинах давление, необходимое для запуска газлифта, слишком велико. Чтобы его снизить, иногда в насосно-компрессорной колонне на некотором расстоянии свер­лят (или пробивают) маленькие отверстия от верхнего статического уровня жидкости до ее низа (рис. 10.5). При такой конструкции для запуска требуется гораздо меньшее давление. Тем не менее, если точка ввода газа смещается к низу колонны, газ продолжает поступать и через верхние открытые отверстия, что существенно сни­жает эффективность подъема. Поэтому были разработаны газлифтные клапаны, которые позволяют закрывать точ­ки ввода газа при снижении уровня жидкости после оп­ределения рабочей глубины ввода газа
Перед освоением в фонтанную скважину спускают насосно-компрессорные трубы, а на колонную головку устанавливают фонтанную арматуру. Для последующей эксплуатации монтиру­ют манифольд и прокладывают выкидную линию.

Фонтанные арматуры изготавливают (ГОСТ 13846—84) по восьми схемам (рис. 9 9) для различных условий эксплуатации (табл. 9.1). Их классифицируют по конструктивным и прочно­стным признакам:

1) рабочему давлению (7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа);

2) схеме исполнения (восемь схем),

3) числу спускаемых в скважину труб (один и два концент­ричных ряда труб);

4) конструкции запорных устройств (задвижки и краны),

5 ) размерам проходного сечения по стволу (50—150 мм) и боковым отводам (50—100 мм).

Фонтанная арматура (рис. 9 10) включает трубную головку и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройства­ми. Трубная головка предназначена для подвески НКТ и гер-метизации пространств между ними и обсадной эксплуатацион­ной колонной. При оборудовании скважины двумя концентрич­ными колоннами НКТ (двухрядная конструкция подъемника) трубы большего диаметра подвешиваются на резьбовом соеди­нении нижнего тройника (крестовины), который устанавливает­ся на крестовину, герметизирующую затрубное пространство. Трубы меньшего диаметра подвешиваются на резьбе перевод­ника (стволовой катушки), размещаемом над тройником. При однорядной конструкции подъемника нижний тройник не ста­вится и трубы, подвешиваемые к нему, не спускаются. Приме­няется также муфтовая подвеска труб.



Фонтанная елка предназначена для направления потока в выкидную линию, а также для регулирования и контроля рабо­ты скважины. Она может включать в себя либо один или два тройника (одно- или двухъярусная тройниковая арматура), ли­бо крестовину (крестовая арматура). Двухструнная (двухъярус­ная тройниковая) и крестовая конструкции елки целесообразны в том случае, если нежелательны остановки скважины, причем рабочей является верхняя или любая боковая струна, а первое от ствола запорное устройство — запасным. Двухъярусную трой-никовую арматуру рекомендуют для скважин, в продукции ко­торых содержатся механические примеси. Сверху елка заканчи­вается колпаком (буфером) с трехходовым краном и маномет­ром. Для спуска в работающую скважину глубинных приборов и устройств вместо буфера ставится ke рикатор (см. гл. 8).

На фланцах боковых отводов трубной головки и фонтанной елки предусматриваются отверстия для подачи ингибиторов коррозии и гидратообразования в затрубное пространство и ствол елки, а также под карман для термометра.

В зависимости от условий эксплуатации арматуру изготав­ливают для некоррозионных и коррозионных сред, а также для холодной климатической зоны.

На заводе-изготовителе фонтанную арматуру подвергают пробному гидравлическому испытанию, при котором давление
испытания для арматур, рас­считанных на рабочее давле­ние до 70 МПа, принимается равным удвоенному рабочему давлению, а от 70 МПа и вы­ше — полуторакратному ра­бочему давлению.

Арматуру выбирают по не­обходимом) рабочему давле­нию, схеме (тройниковая или крестовая), числу рядов труб, климатическому и коррозион­ному исполнению.

Манифольд предназначен для обвязки фонтанной арма­туры с выкидной линией (шлейфом), подающей проду­кцию на групповую замерную установку. Манифольды мон­тируют в зависимости от ме­стных условий и технологии эксплуатации. В общем слу­чае они обеспечивают обвязку двух струн с шлейфом, струп с затрубным пространством, струн и затрубного простран­ства с факелом или амбаром и т. д.

К запорным устройствам арматуры относятся проходные пробковые краны с ручным управлением и прямоточные за­движки с ручным, пневматическим дистанционным или автома­гическим управлением.
ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ШТАНГОВЫМИ НАСОСАМИ

Прекращение или отсутствие фонтанирования скважин вы­нуждало искать другие способы подъема нефти на поверхность. Вначале это были тартальные способы, при которых жидкость поднималась чисто механическими устройствами: колодезная добыча, тартание желонкой, поршневание. В 1897 г. впервые был применен эрлифт. Однако он не смог конкурировать с штанговыми скважинными насосами, которыми по настоя­щее время оборудовано около 50% всего фонда скважин.

Схема штанговой скважинной насосной установки и основное оборудование

Отличительная особенность штанговой скважинной насос­ной установки (ШСНУ) состоит в том, что в скважине уста­навливают плунжерный (поршневой) насос, который приводит­ся в действие поверхностным приводом посредством колонны штанг (рис. 11.1).



ШСНУ включает оборудование: а) наземное — станок-ка­чалку (СК), оборудование устья; б) подземное — насосно-компрессорные трубы (НКТ), насосные штанги (НШ), штан­говый скважинный насос (ШСН) и различные защитные уст­ройства, улучшающие работу установки в осложненных ус­ловиях.

Основными элементами СК являются стойка 17 с баланси­ром 16, два кривошипа 21 с двумя шатунами 19, редуктор 22, клиноременная передача 24, электродвигатель 25 и блок уп­равления 28, который подключается к промысловой линии си­ловой электропередачи.
ШСН состоит из цилиндра 3, плунжера 4, всасывающего 2 и нагнетательного 5 клапанов. Цилиндр ШСН крепится к НКТ 6. На нижнем конце цилиндра установлен неподвижный всасывающий клапан, открывающийся при ходе плунжера вверх. Плунжер пустотелый (со сквозным каналом) имеет наг­нетательный шариковый клапан, открывающийся при ходе плунжера вниз.

Электродвигатель 25 через клиноременную передачу 24 и редуктор 22 придает двум массивным кривошипам 21, рас­положенным с двух сторон редуктора, круговое движение. Кривошипно-шатунный механизм в целом превращает круговое движение в возвратно-поступательное движение балансира 16, который качается на опорной оси, укрепленной на стойке 17. Балансир сообщает возвратно-поступательное движение штан­гам 7 и через них плунжеру 4 ШСН.

При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан под дей­ствием жидкости закрывается и вся жидкость, находящаяся над плунжером, поднимается вверх на высоту, равную длине хода плунжера. В это время скважинная жидкость через вса­сывающий клапан заполняет цилиндр насоса. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывает­ся, жидкость под плунжером сжимается, и открывается нагне­тательный клапан. В цилиндр погружаются штанги, связанные с плунжером. Таким образом, ШСН — поршневой насос оди­нарного действия, а в целом комплекс из насоса и штанг — двойного действия.

Жидкость из НКТ вытесняется через тройник 11 в нефтесборный трубопровод.