Фонтанная эксплуатация, артезианское и газлифтное фонтанирование. НКТ, типы труб. Устьевое оборудование. Технологические режимы работы.

 

Процесс добычи нефти включает перемещение флюидов (нефти, газа и воды) в пласте к забоям добывающих скважин, подъем добываемой нефти с забоев на поверхность и промысловый сбор продукции скважин. Подъем нефти в стволе скважины называют способом эксплуатации.

Подъем нефти в стволе скважины может происходить либо за счет пластовой энергии Е_пл, либо за счет пластовой и искусственной вводимой в скважину с поверхности энергией Е_и. В стволе скважины энергия расходуется на преодоление силы тяжести гидростатического столба нефти с учетом противодавления на выкиде скважины (на устье) и сил сопротивлений, связанных с движением — путевого (гидравлическое трение), местного (расширение, сужение, изменение направления потока) и инерционного (ускорение движения). Эти силы вызывают соответствую­щие расходы энергии: Е_см. Е_тр, Е_м и Е_ин. Отсюда баланс энергии в работающей (подающей на поверхность нефть) скважине можно записать в виде

Е_пл+Е_и=Е_см+Е_тр+Е_м+Е_ин (5)

В общем балансе расходы энергии на местные (Е_м) сопротивления очень малы, поэтому ими всегда пренебрегают.

Если скважина работает за счет только пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт (залежь), то такой способ ее эксплуатации называют фонтанным, а само явление — фонтанированием. Понятно, что при фонтанном способе Е_и=0.

Если скважины не могут фонтанировать, то их переводят на механизированный способ эксплуатации: газлифтный или насосный, когда Е_пл > 0 и Е_и>0. В этом случае за счет пластовой энергии нефть поднимается только на высоту, меньшую глубины скважины, то есть уровень жидкости в скважине не доходит до устья (выкида) скважины.

Для поднятия жидкости до устья и подачи ее в выкидную линию (сборный трубопровод) требуется ввести в скважину искусственную энергию Еи. При газлифтном способе в скважину вводят энергию сжатого газа Е_г, а при насосном — энергию, создаваемую насосом.

При эксплуатации скважины любым (фонтанным, газлифтным, насосным) способом по мере передвижения нефти по стволу с забоя на поверхность вследствие уменьшения давления из нее выделяется растворенный газ, если давление меньше давления насыщения нефти газом, и образуется газожидкостная смесь.

Выделившийся газ в восходящем потоке аналогично газу, вводимому в скважину при газлифтном способе, выполняет работу по подъему жидкости в трубе, то есть выполняет роль подъемника жидкости (газожидкостного подъемника), причем жидкость может быть однофазной (нефть) или двухфазной (смесь нефти и воды).

В качестве подземного оборудования используются насосно-компрессорные трубы (НКТ) и насосное оборудование в зависимости от способа эксплуатации. На месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз", как правило, применяются НКТ гладкие (без высадки концов), изготовленные из стали марок "К", "Е", наружным диаметром 60 или 73 мм с толщиной стенки 5,0 и 5,5 мм соответственно. НКТ спускаются обычно до интервала перфорации.

Фонтанные арматуры изготавливают (ГОСТ 13846—84) по восьми схемам для различных условий эксплуатации. 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).

Рис. 3. Фонтанная арматура.

 

Фонтанная арматура (рис. 3)включает трубную головку и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами. Трубная головка предназначена для подвески НКТ и герметизации 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, 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 тройниковую 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 прибора и устройств вместо буфера ставится лубрикатор.

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.

Арматуру выбирают по необходимому рабочему давлению, схеме, 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, струн 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 автоматическим управлением.

Существенное отличие физических свойств газа от физических свойств нефти выражается в его незначительной плотности, высокой упругости, значительно меньшей вязкости, определяет специфику разработки газовых и газоконденсатных месторождений, заключающейся в том, что газ добывают в основном фонтанным способом. При этом сложная и протяженная система газоснабжения от залежи и до потребителя, полностью герметична и представляет собой единое целое.

Газовые месторождения разделяют на газовые и газоконденсатные. На газовых месторождениях из скважин поступает чистый газ (природный газ) вместе с небольшим количеством влаги и твердыми частицами механических примесей. Природный газ состоит в основном из легкого углеводорода - метан(94 - 98%), не конденсирующегося при изменении пластового давления. Чисто газовые месторождения встречаются очень редко Примеры газовых месторождений:

- Заполярное;

- Уренгойское;

- Медвежье.

В состав газоконденсатных месторождений входит не только легкий углеводород, но и более тяжелые углеводороды, при изменении пластового давления переходящие в жидкое состояние, образуя так называемый конденсат. Вместе с газом и конденсатом с забоя скважин поступает вода и твердые частицы механических примесей.

Основной метод добычи газа и газового конденсата - фонтанный, так как газ в продуктивном пласте обладает достаточно большой энергией, обеспечивающей его перемещение по капиллярным каналам пласта к забоям газовых скважин. Как и при фонтанном способе добычи нефти, газ поступает к устью скважин по колонне фонтанных труб. Условие фонтанирования определяется соотношением между эффективным газовым фактором смеси, поступающей из пласта, и удельным расходом газа, который необходимо для работы газожидкостного подъемника.

Для фонтанирования скважины необходимо, чтобы эффективный газовый фактор был больше или по крайне мере был равен удельному расходу газа при работе подъемника на оптимальном режиме.

Добычу газа ведут из одного пласта (однопластовое месторождение) и из двух и более пластов (многопластовое месторождение).

Оптимальный диаметр фонтанных труб определяют, исходя из двух критериев максимального выноса с забоя скважин на поверхность твердых и жидких примесей газа, минимума потерь давления в трубках при заданном дебите газовой скважины. Вынос твердых частиц с забоя скважины с потоками газа обеспечивается в том случае, если скорость восходящего потока в скважине превысит критическую скорость, при которой твердые частицы еще будут находиться во взвешенном состоянии в потоке газа.

Оборудование устья и забоя скважин, а также конструкция газовой скважины практически аналогичны нефтяным скважинам.

Оборудование устья газовой скважины состоит из трех частей:

1. Колонная головка;

2. Трубной головки;

3.Фонтанная елка.

Колонная головка предназначена для соединения верхних концов обсадных колонн (кондуктора, технических и обсадных труб), герметизации межтрубных пространств и служит опорой для фонтанной арматуры. Схема колонной головки газовой скважины со шлипсовым креплением обсадных колонн показано на рис. 4.

Рис. 4. Схема колонной головки газовой скважины со шлипсовым креплением обсадных колонн:

1 - широкоопорный пьедестал; 2- опорный пьедестал для подвески эксплуатационной колонны; 3- шлипсы; 4 и 7 - нижнее и верхнее кольца; 5 - отводной патрубок; 6 - уплотнение; 8 - нажимная гайка.

 

Трубная головка служит для обвязки одного или двух рядов фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами, а также для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины. Обычно трубная головка представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами и трубной подвеской. Боковые отводы позволяют закачивать в межтрубное пространство воду и глинистый раствор при глушении скважины, ингибиторы гидратообразования и коррозии, измерять затрубное давление, а также отбирать газ из него. Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке. Схема компоновки предоставлена на рис. 5.

Рис. 5. Трубная головка и фонтанная елка с тройниковой арматурой:

1, 11-фланцы, 2, 9 - буферы, 3 - вентиль, 4 - манометр; 5 - задвижка; 6 - крестовина; 7, 10 - катушки; 8 - тройник; 12 - штуцер.

 

Фонтанная елка предназначена для управления потоком продукции скважины и регулирования его параметров, а также для установки манометров, термометров и приспособлений, служащих для спуска и подъема глубинных приборов. Фонтанная елка показана на рис. 5. Елка состоит из вертикального ствола и боковых отводов - выкидов. На каждом отводе устанавливают по две задвижки: рабочую и резервную. На стволе установлены центральная и буферные задвижки. Для высокодебитных скважин оборудование устья имеет ряд изменений, рис. 6.

Рис. 6. Комплекс устьевого оборудования для высокодебитных скважин.

1 - угловой регулирующий штуцер; 2 - автоматический отсекатель; 3 - стволовая пневматическая задвижка; 4 — трубная головка.

 

Кроме устьевого оборудования на скважине устанавливают оборудование и на забое скважины. Оборудование забоя газовых скважин зависит от:

- литологического и фациального составов пород и цементирующего материала, слагающих газовмещающий коллектор;

- механической прочности пород;

- неоднородности коллекторских свойств пласта по разрезу;

- наличия газоносных, нефтеносных и водоносных пластов в продуктивном разрезе;

- местоположения скважины на структуре и площади газоносности;

- назначения скважины.

Подземное оборудование ствола газовых скважин позволяет осуществлять:

1. Защиту скважины от открытого фонтанирования;

2. Освоение, исследование и остановку скважины без задавки ее жидкостью;

3. Воздействие на призабойную зоны скважины;

4. Эксплуатацию скважины на установленном технологическом режиме;

5. Замену колонны НКТ (фонтанных) труб без задавки скважины жидкостью.

Схема ствола скважины показана на рис. 7. В стволе фонтанных скважин размещают колонну НКТ. Этим обеспечивается предохранение обсадных труб от эрозии, вынос твердых частиц с забоя, использование затрубного пространства.

 

Рис. 7. Схема подземного оборудования.

1 - пакер эксплуатационный; 2 - циркуляционный клапан; 3 - ниппель; 4 - забойный клапан-отсекатель с уравнительным клапаном; 5 - разобщитель колонны НКТ; 6 - ингибиторный клапан; 7 - клапан аварийный, срезной; 8 - НКТ; 9 - жидкий ингибитор коррозии и гидратообразования; 10 - хвостовик.

 

Эксплуатация газовых скважин связана с необходимостью обеспечения заданного дебита газа и газового конденсата. Это зависит во многом от состояния призабойной зоны скважины, степени ее обводненности, наличия в составе газа и конденсата агрессивных компонентов и других факторов, среди которых важное значение имеет число одновременно эксплуатируемых продуктивных пластов в одной скважине.

Глубину спуска кондуктора в газовых скважинах Н (в м) определяют подбором из равенства

(6)

или приближенно

(7)

где L - глубина скважины; к - удельная газовая постоянная; Т - средняя температура на длине (L - h); r_сp - средняя объемная плотность горных пород разреза на длине h; Р_н -начальное пластовое давление газа; g - ускорение свободного падения; r_в - плотность пластовой воды.

Малая вязкость газа требует особых мер по созданию герметичности обсадных колонн и межтрубного пространства газовых скважин.

Герметичность обсадных труб достигается применением резьбовых соединений на концах труб и муфтах с трапецеидальной формой поперечного сечения с тефлоновыми уплотнительными кольцами, использованием фторопластовой уплотнительной ленты, герметизирующих уплотнительных составов для муфтовых соединений типа УС-1, ГС-1. Герметичность заколонного пространства обеспечивается применением цементов определенных марок, дающих газонепроницаемый, трещиностойкий цементный камень. При значительных пескопроявлениях продуктивного пласта на забое скважины образуются малопроницаемые для газа песчаные пробки, существенно снижающие дебит скважин. Для защиты забоя скважины от попадания песка устанавливают различные фильтры: с круглыми отверстиями, щелевые и проволочные. При добыче кислых газов, главное - защита обсадных и фонтанных труб и оборудования от агрессивного действия сероводорода и углекислого газа. Для защиты труб и внутренней поверхности обсадной колонны от коррозии и внешней поверхности НКТ осуществляется разобщением пласта и затрубного пространства скважины при помощи разобщителя (пакера) и заполнением затрубного пространства ингибированной жидкостью.

Защита другого оборудования скважины от коррозии реализуется путем периодической закачки ингибитора коррозии в призабойную зону пласта или непрерывной его закачки в затрубное пространство скважины с помощью насосов и подачи ингибитора в НКТ из затрубного пространства скважины через специальные ингибиторные клапаны в колонне НКТ.

В качестве ингибиторов коррозии используются кубовый остаток разгонки масляного слоя, имеющий промышленное название И-1-А, смесь аминокислоты и полиамина жирного ряда с длинной цепью РА-23, и другие: катапин БПВ, КИ-1, КПИ-1, ПБ-5, БА-6, "Виско", ИФХАНгаз, Донбасс-1, И-25-Д.

На месторождениях с высокими пластовыми давлениями и низкими температурами используются комплексные ингибиторы коррозии и гидратообразования типа КИГИК.

В последние годы стали изготовляться высокогерметичные коррозионностойкие насосно-компрессорные трубы НКТ-114 из сталей марок 18Х1ГМФА, 18Х1Г1МФ группы прочности К, размером 114 х 7 мм для оборудования скважин на месторождениях, содержащих сероводород. Они выдерживают давление до 50 МПа.

 

⇐ Предыдущая123456Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: