Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным и газлифтным способами

 

РОССИЙСКИЙ  ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ  И ГАЗА им. И. М. ГУБКИНА

Кафедра машин  и оборудования нефтяной и газовой  промышленности

 

 

Реферат

по курсу «Нефтегазопромысловое оборудование»

Тема: «Оборудование  для эксплуатации скважин фонтанным  и газлифтным способами»

 

 

 

 

                 Выполнила:  Данилова А.В.

РН-09-3

Проверил:  Деговцов А.В.

 

 

 

 

 

 

 

Москва 2012 

Введение

Под фонтанной эксплуатацией скважин  понимается такой способ эксплуатации, при котором располагаемая энергия  на забое, в самом простом случае равная гидростатическому давлению, больше или равна энергии, которая  расходуется на преодоление всех сопротивлений по длине скважины в процессе её эксплуатации. Основными  источниками естественного фонтанирования скважин является потенциальная  энергия жидкости и газа, выделяющегося  из нефти при давлении, меньшем  давления насыщения. Таким образом, естественное фонтанирование осуществляется только за счет природной энергии  скважинной продукции. В зависимости  от физико-химических свойств продукции, составляющие природной энергии могут быть различными по величине: энергия жидкости больше энергии газа, энергия газа больше энергии жидкости или энергии равны между собой. И этот фактор требует эксплуатации скважин при различных технологических режимах. В итоге мы получаем, что в зависимости от режима, химических свойств и абразивности скважинной продукции, газового фактора и т. д. используются различные схемы оборудования скважин и подбираются различные материалы для изготовления оборудования.

По мере истощения пластовой  энергии, фонтанирование скважин прекращается и возникает необходимости в  механизированном способе добычи скважинной продукции. Газлифтным способом эксплуатации называется подъём продукции на дневную  поверхность с помощью потенциальной  энергии газа. В качестве рабочего агента используется природный газ  или попутно-добываемый. Сегодня  эксплуатация газлифтом осуществляется в двух модификациях:

• с использованием сжатого газа, получаемого на компрессорных станциях (компрессорный газлифт)
• с использованием сжатого газа, отбираемого из газовой залежи (бескомпрессорный газлифт)

Компрессорный газлифт относится  к механизированному способу  эксплуатации скважин. Он обладает рядом  преимуществ и недостатков по сравнению с насосной эксплуатацией. Преимущества:

• возможность эксплуатации высокодебитных скважин
• простота оборудования, спускаемого в скважину
• простота регулирования работы скважины

 

Недостатки компрессорного газлифта:

• низкий КПД, в сравнении с насосами, особенно обводнённой продукции (может составлять всего несколько процентов)
• строительство компрессорной станции, что является дорогостоящей операцией
• чаще всего, высокие затраты удельной энергии на подъём единицы продукции

В России в настоящее время разработка нефтяных месторождений ведётся  преимущественно с поддержанием пластового давления, и основная добыча ведётся механизированным насосным способом эксплуатации. Поэтому газлифтная эксплуатация не имеет широкого распространения. Однако этот способ может оказаться  полезным при разработке нефтяных оторочек газовых и газоконденсатных месторождений, а также для добычи нефти на шельфовых месторождениях. ( Мищенко  И. Т. «Скважинная добыча нефти»)

В данном реферате и будет рассмотрено  оборудование, которое применяется  для добычи нефти фонтанным и  газлифтным способом эксплуатации.

 

Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным и газлифтным способом

Несмотря на то, что в основе эксплуатации скважин этими двумя  методами лежат принципиально различные  физические процессы, функционирование данных скважин обеспечивается одними и теми же устройствами. Наземное и  скважинное оборудование в этом случае является схожим. Это оборудование применимо как для нефтяных, так  и для газовых скважин.

В ряде случаев, когда скважину после  фонтанной эксплуатации планируется  эксплуатировать газлифтом, с самого начала в скважину опускают газовое  оборудование, которое настроено  на фонтанную эксплуатацию. А после  периода фонтанирования, эти элементы заменяют на  предназначенные в режиме газлифта. Данная операция производится без остановки скважины. (Молчанов А. Г. «Машины и оборудование для добычи нефти и газа»)

Следует отметить, что фонтанная  эксплуатация в настоящее время  применяется в основном в странах  Ближнего Востока. В России период фонтанирования скважин в большинстве случаев  очень непродолжительный. Сейчас естественным фонтанным способом на территории России эксплуатируется всего 3-4% скважин  из всего фонда. Газлифт также  не распространен. Этим способом разрабатывается  около 0,3% фонда скважин, но есть перспективы  при разработке этим способом. (см. Введение)

Оборудование для фонтанной эксплуатации скважин

Принципиальная схема комплекса оборудования для фонтанной эксплуатации

В общем случае оборудование фонтанной  скважины состоит из устьевой (фонтанной) арматуры и колонны НКТ. ( На ранних этапах разработки подъём скважинной продукции производился по эксплуатационной колонне (ЭК), но КПД при такой эксплуатации был довольно низким. Процесс фонтанирования был неконтролируемым и неуправляемым. Происходило гидроабразивное изнашивание ЭК, что в отдельных случаях приводило к разрушению ствола скважины. )  Далее, в зависимости от условий эксплуатации, колонна НКТ может оснащаться приёмной воронко, клапанами-отсекателями или сёдлами для вставных клапанов-отсекателей, ингибиторными клапанами и т. д. Для повышения эффективности работы подъёмника затрубное пространство скважины герметизируется пакером. (Молчанов А. Г. «Машины и оборудование для добычи нефти и газа», Ивановский В. И. «Оборудование для добычи нефти и газа»)

Рис 2.1. Схема комплекса для фонтанной  эксплуатации 

Оборудование для эксплуатации скважины фонтанным способом состоит (рис. 2.1.) из фонтанной арматуры 1 (ФА), которая включает фонтанную ёлку, смонтированную на трубной головке. ФА предназначена для направления продукции в манифольд, контроля и регулирования работы скважины, удержания колонны НКТ, обеспечения доступа в затрубное пространство. В нижней части колонны НКТ установлены следующие устройства: ниппель опрессовочного  клапана 2; телескопическое устройство 3, для предотвращения деформаций колонны, которые могут возникнуть из-за удлинения колонны под действием высоких температур и давления; ингибиторный клапан 4, предназначенный для подачи ингибитора через затрубное пространство в полость НКТ; циркуляционный гидравлический 5 и циркуляционный механические клапаны; разъединитель колонны 7, который располагает выше пакера, для разъединения колонны, при необходимости подъёма колонны НКТ; пакер 8. Ниже пакера располагается ниппель клапана-отсекателя 9, в который устанавливается сам клапан-отсекатель 10 (автоматический, управляемый). В нижней части колонны НКТ, спускаемой на уровень перфорационных отверстий, устанавливается ниппель приёмного клапана 11 и приёмный клапан 12. Всё это оборудование не нарушает основных принципов эксплуатации, но служит для более эффективной и безопасной эксплуатации.

Наземное оборудование фонтанных скважин. Технологические требования

Многообразие условий разработки нефтяных месторождений предопределяет комплекс требований к фонтанной  арматуре. Также требования диктуются  законами охраны недр, экологией, техникой безопасности и созданием условий  жизнедеятельности работающего  персонала.

Принципиальная схема устьевого  оборудования состоит из колонной (трубной) головки, фонтанной ёлки, что вместе составляют фонтанную арматуру, и  манифольдов.

Колонная (трубная) головка

Колонная головка предназначена  для обвязки устья скважины для  герметизации межтрубных пространств, обвязки обсадных колонн (ОК) и установки фонтанной ёлки. Все колонные головки должны удовлетворять следующим требованиям:

• надёжная герметизация межтрубных пространств
• возможность контроля за давлениям во всех секциях межтрубного пространства
• универсальность (возможность использования различных ОК)
• быстрый и удобный монтаж
• высокая надёжность (так как в процессе эксплуатации колонная головка не подлежит ремонту)

Колонные головки выпускаются  на различное давление (от единиц МПа  до десятков МПа). ( Мищенко И. Т. «Скважинная  добыча нефти»)

Фонтанная арматура

Необходимость в ФА возникла в связи  с применением подъёмника и устройств для регулирования расхода. Фонтанная арматура предназначена для:

• подвески колонн НКТ
• герметизации и контроля пространства между колоннами и затрубного пространства
• проведения технологических операций при вызове притока, освоении, эксплуатации, исследовании и ремонте скважины
• направления продукции на замерную установку
• регулирования режима работы скважины и проведения глубинных исследований путём спуска приборов в подъёмник
• закрытия скважин

Эксплуатация скважин осуществляется в самых различных условиях. Из-за этого постоянно возникала необходимость  в совершенствовании ФА. В итоге  применяются различные типы ФА по конструкции и по прочностным  признакам:

• по рабочему давлению
• по размерам проходного ствола
• по конструкции фонтанной ёлки: крестовые (АФК) и тройниковые (АФТ)
• по числу рядов НКТ, спускаемых в скважину: однорядные и двухрядные
• по типу запорных устройств: с кранами или задвижками
• по типу соединения элементов арматуры

( Мищенко И. Т. «Скважинная  добыча нефти»)

 

Принципиальные  схемы ФА

Рис. 2.2. Принципиальные схемы  фонтанной арматуры

1-манометр; 2-вентиль; 3-буферный  фланец под манометр; 4-запорное  устройство; 5-тройник; 6-дроссель; 7-переводник  трубной головки; 8-ответный фланец; 9-трубная головка; 10-крестовина;

Различные схемы ФА возникали по мере поступления различных технологических  задач. Простейшая фонтанная арматура состоит тройника, запорного устройства, вентиля, манометра и штуцера. Случаи выхода из строя задвижек и необходимость  из-за этого останавливать работающую скважину привели к решению ставить  на выкидных линиях задвижки-дублёры. Во время работы скважины открыта  одна из задвижек, но при необходимости  ремонта или в экстренных ситуациях  можно использовать вторую задвижку. Необходимость смены или ремонта  дросселирующего устройства без  остановки скважины привела к  созданию схемы тройниковой арматуры с двумя выкидными линиями. Но существенным недостатком данного  вида арматуры является сложность при  её обслуживании, так как данная ФА имеет большую высоту. Также  одним из недостатков является действие момента силы, возникающего в результате расположения выкидных линий с одной  стороны. Это привело к появлению  крестовых схем ФА.

Современная ФА – сложная металлоёмкая конструкция, которая в большинстве  случаев изготовляется из высоколегированных сталей с большим содержанием легирующих элементов: никеля, хрома, молибдена, ниобия. Наиболее сложная конструкция ФА изготовляется для добычи нефти и газа на шельфе.

Фонтанная арматура на данный момент представляет собой сочетание крестовин, тройников, запорных устройств, вентилей, лубрикаторов, манометров и устройств для подвески НКТ. Конструкция ФА зависит:

• требуемого расхода (изменяется диаметры проходных сечений)
• различных давлений (разные прочности корпусов, конструкция уплотнений и креплений)
• содержания в продукции агрессивных веществ (Н₂S и СО₂) и климатических условий (влияет на марки сталей и виды уплотнений)

Тройниковые схемы ФА применяются  на скважинах с низким и средним  давлениями, крестовую – на скважинах с высоким давлением. На скважинах с высоким давлением обычно устанавливается по задвижке-дублёру.

Основные  параметры фонтанных арматур

ГОСТ 13846-89

Таблица 2.1. Параметры фонтанных арматур (добывающие скважины)

Условный проход, мм			Рабочее давление, МПа
ствола ёлки	боковых отводов ёлки	боковых отводов трубной  головки
50	50	50	14, 21, 35, 70, 105
55	50, 65	50, 65
80	50, 65, 80		14, 21, 35, 70, 105, 140
100	65, 80, 100
150	100		21