Билет №2
Анализ давлений, действующих в залежах.
Для правильного понимания всех технологических процессов и явлений, связанных с эксплуатацией нефтяных месторождений и скважин, необходимо уяснить ряд терминов для давлений, которые определяют или влияют на эти технологические процессы.
Статическое давление - это давление на забое скважины, устанавливающееся после достаточно длительной ее остановки. Оно равно гидростатическому давлению столба жидкости в скважине, равной расстоянию от уровня жидкости до глубины, на которой производится измерение. Обычно за такую глубину принимается середина интервала вскрытой интервала перфорации.
Статический уровень - уровень столба жидкости, установившийся в скважине после ее остановки.
Динамическое (забойное) давление - это давление устанавливается на забое во время отбора жидкости или газа из скважины или во время закачки жидкости или газа в скважину.
Динамический уровень - уровень жидкости, который устанавливается в работающей скважине.
Среднее пластовое давление - оценивает общее состояние пласта (пластовые давления в различных частях залежи могут быть неодинаковыми вследствие разной степени выработанности участков пласта).
Пластовое давление в зоне нагнетания - характеризует процесс нагнетания и контроля за его динамикой.
Начальное пластовое давление - cреднее пластовое давление, определенное по скважинам в начале разработки.
Текущее пластовое давление - определяет среднее пластовое давление в процессе разработки и эксплуатации.
Приведенное давление - измеренные забойные давления приводятся (пересчитываются) к абсолютной отметке.
Назначение наземного оборудования скважин. Характеристика применяемых фонтанных арматур. Требования к оборудованию (рд 08-624-03 п. 3.5.2.1-3.5.2.3, 3.5.2.5, 3.5.2.6, 3.5.2.13).
В пробуренных эксплуатационных скважинах оборудуют как забойную (в зоне продуктивного пласта), так и устьевую часть, выходящую на поверхность.
Условия эксплуатации 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 скважины колонной головки и фонтанной арматуры с манифольдом.
Оборудование любой скважины должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвращения аварийных ситуаций.
К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру и манифольд. Фонтанной арматурой оборудуют нефтяные и газовые скважины, ее устанавливают на колонную головку.
Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам. Эти признаки включают в шифр фонтанной арматуры.
Ф
онтанная
арматура включает трубную обвязку
(головку) и фонтанную елку с запорными
и регулирующими устройствами (рис.
2.1).
Рис. 2.1. Арматура фонтанная крестовая для однорядного подъемника:
1 - манометры; 2 - трехходовой кран; 3 - буфер; 4, 9 - задвижки; 5 - крестовик елки; 6 - переводная катушка; 7 - переводная втулка; 8 - крестовик трубной головки; 10 - штуцеры; 11 - фланец колонны; 12 – буфер.
Рис. 2.2. Типовые схемы фонтанных елок: Схемы 1, 2, 3 и 4 – тройниковые; схемы 5 и 6 – крестовые.
Трубная головка предназначена для подвески одного или двух рядов подъемных труб, их герметизации, а также позволяет выполнять технологические операции при освоении, эксплуатации и ремонте скважин.
Фонтанная елка предназначена для направления потока продукции через манифольд и выкидную линию на замерную установку, для регулирования режима эксплуатации и контроля за работой скважины путем спуска глубинных приборов.
А
рматуру
выбирают по необходимому рабочему
давлению и схеме
(тройниковая или крестовая) с учетом
подвески одного или
двух рядов насосно-компрессорных труб.
Фонтанная арматура с выкидной линией соединяется манифольдом, который включает запорные и предохранительные устройства, тройники и другие элементы.
В зависимости от условий эксплуатации арматуру изготовляют для некоррозионных и коррозионных сред, а также для холодной климатической зоны.
Шифр фонтанной арматуры определяет ее схему, конструкцию, способ управления задвижками, условный проход по стволу и боковым отводам, давление, климатическое исполнение и коррозиестойкость.
Фонтанная арматура выпускается на рабочее давление – 14, 21, 35, 70, 105 и 140МПа, сечением ствола от 50 до 150мм, 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.
3.5.2.1. Конструкция колонной головки, фонтанной арматуры, схемы их обвязки должна обеспечивать оптимальные режимы работы скважины, герметизацию трубного, затрубного и межтрубного пространства, возможность технологических операций на скважине, глубинных исследований, отбора проб и контроля устьевого давления и температуры.
3.5.2.2. Рабочее давление фонтанной арматуры должно быть не менее давления опрессовки эксплуатационной колонны.
3.5.2.3. Опрессовку фонтанной арматуры в собранном виде до установки на устье следует производить на пробное давление, предусмотренное паспортом, а после установки на устье скважины - на давление опрессовки эксплуатационной колонны.
Результаты опрессовок оформляются актами.
3.5.2.5. Фонтанная арматура должна оснащаться заводом-изготовителем дросселями с ручным, а по требованию заказчика - с дистанционным управлением, запорной арматурой с дистанционным и (или) ручным управлением и обеспечивать возможность замены манометров с использованием трехходового крана без снижения давления до атмосферного.
3.5.2.6. При эксплуатации скважины с температурой на устье свыше 200°C должна применяться соответствующая фонтанная арматура, конструкция и термостойкость которой обеспечивают безопасность технологического процесса и обслуживающего персонала.
3.5.2.13. После монтажа манифольда и соединения его с отводами фонтанной арматуры и трубной головки производится гидроиспытание системы на рабочее давление.