Фонтанные скважины

МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ  ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО  ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«Тюменский Государственный  Нефтегазовый Университет»

Институт Транспорта

Отделение НПО и СПО

 

 

 

Контрольная работа на тему:

«Фонтанные скважины»

 

 

 

 

 

 

Выполнил             ст.гр. АТХт 08-(9)-1 Ермоленко А.В.

 

Проверил                                                                                          Меренцев Н.К.

 

 

 

г.Тюмень

2012г.

Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин

 

   Эксплуатация нефтяных скважин  ведется фонтанным, газлифтным  или насосным способом. Подъем  жидкости и газа от забоя  скважины на поверхность составляет  основное содержание процесса  эксплуатации скважин. Этот процесс  может происходить как за счет  природной энергии Wn поступающих  к забою скважины жидкости  и газа, так и за счет вводимой  в скважину энергии с поверхности  Wu.

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 = Wn + Wu,

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  Wu = 0, то эксплуатация называется фонтанной;

при Wu 0 эксплуатация называется механизированной добычей нефти.

Передача энергии Wu осуществляется сжатым газом или воздухом, либо насосами, способ эксплуатации называется газлифтный или насосный.

Фонтанирование только от гидростатического  давления пласта (Рпл) редко в практике эксплуатации нефтяных месторождений; условие фонтанирования   

Рпл > r·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.

        ТРУБ  РОЛЬ ФОНТАННЫХ

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.

В практике известны случаи, когда  скважины больших диаметров (150¸300 мм), пробуренные на высокопродуктивные пласты с большим давлением, отличались высокой производительностью, но фонтанирование их в большинстве случаев было весьма непродолжительным. Иногда встречаются скважины, которые при обычных условиях не фонтанируют, хотя давление в пласте высокое.

После спуска в такие скважины лифтовых труб малого диаметра удается достигнуть фонтанирования. 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.

Диаметр подъемных труб подбирают  опытным путем в зависимости  от ожидаемого дебита, пластового давления, глубины скважины и условий эксплуатации. Трубы опускают до фильтра эксплуатационной колонны.

При фонтанировании скважины через  колонну труб малого диаметра газовый  фактор уменьшается, в результате чего увеличивается продолжительность  фонтанирования. Нередко скважины, которые фонтанировали по трубам диаметром 114, 89, 73 мм переходили на периодические  выбросы нефти и останавливались. В этих случаях период фонтанирования скважины удавалось продлить путем  замены фонтанных труб меньшего диаметра: 60, 48, 42, 33 мм. Это один из способов продления  фонтанирования малодебитных скважин.

        ОБОРУДОВАНИЕ  ФОНТАННЫХ СКВАЖИН

В пробуренных эксплуатационных скважинах  оборудуют как забойную (в зоне продуктивного пласта), так и устьевую часть, выходящую на поверхность. Если продуктивный пласт сложен достаточно прочными породами, то применяют  "открытый" забой. В этом случае эксплуатационная обсадная колонна доводится до верхней  границы продуктивного пласта, а  сам пласт вскрывается на всю  мощность. Если породы продуктивного  пласта неустойчивые, рыхлые, то забой  укрепляют обсадными трубами  с креплением (цементированием) затрубного пространства. Приток нефти в скважину обеспечивают пробивкой отверстий (перфорацией) обсадной трубы и цементного кольца в зоне продуктивного пласта (обычно десять отверстий на один метр).

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 и фонтанной арматуры с манифольдом.

Оборудование любой скважины, в  том числе фонтанной, должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых  технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и  предотвращения аварийных ситуаций. Оно подразделяется на земное (устьевое) и скважинное (подземное).

К наземному оборудованию относят  фонтанную арматуру и манифольд. Фонтанной арматурой оборудуют  фонтанные нефтяные и газовые  скважины. Ее устанавливают на колонную головку. Фонтанная арматура изготавливается  по ГОСТ 13846-89.

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.

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. 3.1.

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.

Пример обозначения: АФК6В-80/50Х70ХЛ-К2а

Ф - арматура фонтанная 

АН - арматура нагнетательная

Способ подвешивания скважинного  трубопровода:

в трубной головке - не обозначается, в переводнике к трубной 

головке - К, для эксплуатации скважин  УЭЦН - Э

Обозначение типовой схемы елки для арматуры с двумя 

трубными головками к номеру схемы добавляют "а"

Обозначение системы управления запорными  устройствами

( с ручным управлением – не  обозначают, с дистанционным - Д, 

с автоматическим - А, с дистанционным  и автоматическим – В)

Условный проход ствола елки, мм

Условный проход боковых отводов  елки, мм (при совпадении

с условных проходом ствола не указывается)

Рабочее давление, МПа( кгс/см2)

Климатическое исполнение по ГОСТ 16350-80: для умеренного и умеренно

холодного микроклиматических районов - не обозначается; для холодного 

макроклиматического района – ХЛ

Исполнения по составу скважинной среды:

c содержанием Н2S и СО2 до 0,003% по  объему каждого - не обозначается;

с содержанием СО2 до 6% по объему - К1;

с содержанием Н2S и СО2 до 6% по  объему каждого - К2 и К2И

   Трубы меньшего диаметра  подвешиваются на резьбе переводника  (стволовой катушки),  размещаемом   над  тройником  (крестовиком) (рис. 3.1б).

Типовые схемы фонтанных елок (рис. 3.2) 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.

   Типовые схемы фонтанной  арматуры приведены на рис. 3.3. Монтаж-демонтаж фонтанной арматуры  на устье скважины производится  автомобильными кранами или другими  подъемными механизмами.

Запорные устройства фонтанной  арматуры изготовляются трех типов: пробковые краны со смазкой; прямоточные  задвижки со смазкой типа ЗМ и ЗМС  с однопластинчатым и ЗМАД – с  двухпластинчатым шибером. Задвижки типов  ЗМС и ЗМАД имеют модификации  с ручным и пневмоприводом.

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÷10 м. 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  фиберговые трубы, а также безрезьбовые (гибкие) НКТ на барабанах длиной до 6000 м.

Предельная глубина спуска одноразмерной  равнопрочной колонны труб (Lдоп), исходя из расчета только на растяжение от собственной силы тяжести, определяют по формуле и для гладких труб (по страгивающей нагрузке резьбового соединения), где    Lдоп - допустимая длина подвески труб, м; dm - предел текучести  материала труб при растяжении, Па (373÷930МПа) К   - коэффициент прочности, К=1,5; r  - плотность материала труб, кг/м3 (для стали r = 7800÷7860); Qстр - страгивающая нагрузка для труб в Н (для НКГ  диаметром 73 мм, стали Д Qстр = 278 кН); qтр - масса 1 м труб, кг.

 

      ОБОРУДОВАНИЕ  ДЛЯ ПРЕДУСМОТРЕНИЯ ОТКРЫТЫХ  ФОНТАНОВ

   Для предупреждения открытых  фонтанов при эксплуатации фонтанных  скважин применяются комплексы  типа КУСА и КУСА-Э. Они могут  обслуживать от одной до восьми  скважин в случае разгерметизации  устья, при отклонении от заданных  параметров (давления, дебита) работы  скважин и при возникновении  пожара. Основные элементы комплексов  – пакер, скважинный клапан‑отсекатель, устанавливаемый внутрь НКТ на глубине до 200 м, и наземная станция управления. Управление клапаном-отсекателем может быть пневмо- (тип КУСА) или электрогидравлическим (типа КУСА-Э).

Запорным органом служит хлопушка или шар.

Клапан-отсекатель (также и задвижка арматуры) может быть закрыт со станции  управления принудительным путем или  дистанционно с пульта диспетчера, связанного со станцией управления посредством  промысловой телемеханики.

Имеются еще автоматические клапаны-отсекатели, срабатывающие при увеличении дебита скважины выше заданного. Они устанавливаются  на НКТ. Автоматизация фонтанной  скважины предусматривает и автоматическое перекрытие выкидной линии разгруженным отсекателем манифольдным типа РОМ-1. Отсекатель срабатывает автоматически  при повышении давления в трубопроводе на 0,45 МПа (образование парафиновой  пробки) и при понижении давления до 0,15 МПа (порыв трубопровода).

Для обеспечения длительной и бесперебойной  работы скважин в фонтанном режиме эксплуатации большое значение имеет  регулирование  пластовой энергии  за счет изменения объема нефти, поступающего из скважины и называемого дебитом  скважин. Для ограничения дебита скважин в боковом отводе фонтанной  елки устанавливается сменный штуцер-вставка  из износостойкого материала с калиброванным  отверстием строго определенного диаметра. Диаметр штуцера определяет количество поступающей из скважины нефти в  зависимости от принятого режима работы скважины. Обычно диаметр штуцера  равен 3 ¸ 15 мм и больше. Могут применяться  быстро-сменяемые и быстрорегулируемые забойные штуцеры, которые устанавливаются  в фонтанных трубах на любой глубине.