ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН ВЕДЕТСЯ ФОНТАННЫМ, ГАЗЛИФТНЫМ

ИЛИ НАСОСНЫМ СПОСОБОМ

Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин

Слайд 16

Подъем жидкости и газа от забоя скважины на поверхность

составляет основное содержание процесса эксплуатации скважин. Этот

процесс может происходить как за счет природной энергии Wп ,

поступающих к забою скважины жидкости и газа, так и за счет вводимой

в скважину энергии с поверхности Wи .

Газожидкостная смесь, выходя из ствола скважин через

специальное устьевое оборудование, направляется в сепараторы

(отделители жидкости от газа) и замерные приспособления, затем

поступает в промысловые трубопроводы. Для обеспечения движения

смеси в промысловых трубопроводах на устье скважин поддерживается

то или иное давление.

На основании изложенного можно составить следующий

энергетический баланс

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;

если Wи = 0 , то эксплуатация называется фонтанной;

при Wи > 0 эксплуатация называется механизированной добычей

нефти.

Слайд 17

ПЕРЕДАЧА ЭНЕРГИИ WИ ОСУЩЕСТВЛЯЕТСЯ СЖАТЫМ ГАЗОМ ИЛИ ВОЗДУХОМ, ЛИБО НАСОСАМИ, СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ НАЗЫВАЕТСЯ ГАЗЛИФТНЫЙ ИЛИ НАСОСНЫЙ.

ФОНТАНИРОВАНИЕ ТОЛЬКО ОТ ГИДРОСТАТИЧЕСКОГО ДАВЛЕНИЯ ПЛАСТА ( PПЛ) РЕДКО В ПРАКТИКЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ; УСЛОВИЕ

ФОНТАНИРОВАНИЯ

PПЛ > Ρ × G × H .

В большинстве случаев вместе с нефтью в пласте находится газ, и

он играет главную роль в фонтанировании скважин. Это справедливо

даже для месторождений с явно выраженным водонапорным режимом.

Для водонапорного режима характерно содержание в нефти газа,

находящегося в растворенном состоянии и не выделяющегося из нефти в

пределах пласта.

Пластовый газ делает двойную работу: в пласте выталкивает нефть, а в трубах поднимает.

Роль фонтанных труб

При одном и том же количестве газа не в каждой скважине можно

получить фонтанирование. Если количество газа достаточно для

фонтанирования в 150-миллиметровой скважине, то его может не хватить

для 200-миллиметровой скважины.

Смесь нефти и газа, движущаяся в скважине, представляет собой

чередование прослоев нефти с прослоями газа: чем больше диаметр подъемных труб, тем больше надо газа для подъема нефти.

Поэтому с целью рационального использования энергии расширяющего газа все скважины, где ожидается фонтанирование, перед освоением оборудуют лифтовыми трубами условным диаметром от 60 до 114 мм, по которым происходит движение жидкости и газа в скважине.

Устьевое оборудование.

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. 7.1) и фонтанной арматуры с манифольдом.

Рис. 7.1. Колонная головка

Оборудование любой скважины подразделяется на наземное (устьевое) и скважинное (подземное).

К наземному оборудованиюотносят фонтанную арматуруи

манифольд.

Фонтанные арматуры различают по конструктивным и

прочностным признакам. Эти признаки включают в шифр фонтанной

арматуры.

Фонтанная арматура включает трубную обвязку (головку) и

фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами (рис. 7.2).

Рис. 7.2. Фонтанная арматура:

1 – трубная обвязка (головка) ; 2 – фонтанная елка

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. 7.3.

Рис. 7.3. Схемы трубных обвязок фонтанной арматуры: 1 – ответный фланец; 2 – запорное устройство; 3 – трубная головка; 4 – манометр с запорно-разрядным устройством.

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.

Стандартами предусмотрено изготовление блочных фонтанных арматур,

а также укомплектование по необходимости фонтанных арматур

автоматическими предохранительными и дистанционно управляемыми устройствами.

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 рис. 7.4.

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)

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.

Монтаж-демонтаж фонтанной арматуры на устье скважины производится автомобильными кранами или другими подъемными механизмами.

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÷10м.

Трубы бесшовные, из сталей с высокими механическими свойствами, на обоих концах резьба, соединяются между собой муфтами. Отечественные НКТ изготавливают 4 типов. НКТ могут быть изготовлены из алюминиевого сплава марки Д16. Применяют фиберглассовые трубы (неметаллические), а также безрезьбовые (гибкие) НКТ на барабанах длиной до 6000 м.

Рис. 7.6. Комплекс устьевого фонтанного оборудования:1 – оборудование обвязки обсадных колонн; 2 – фонтанная арматура; 3 – манифольд; 4 – станция управления арматурой

Слайд 18

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: