При насосном способе подъем жидкости на поверхность осуществляется с помощью спускаемых в скважину насосов – штанговых или погружных.

Все газовые скважины эксплуатируются только фонтанным спо-

Способы эксплуатации скважин и периоды их применения обосновываются в проектных документах на разработку месторождения и реализуются нефтегазодобывающими организациями по планам геолого-технических мероприятий.

При проектировании и разработке нефтяных месторождений выделяются следующие группы эксплуатационных скважин:

добывающие;

нагнетательные;

специальные.

Добывающие скважины имеют Дфонтанное, насосное или газлифтное оборудование и предназначены для добывания нефти, нефтяного газа и попутной воды. В зависимости от способа подъема жидкости добывающие скважины подразделяются на фонтанные, газлифтные и насосные.

Нагнетательные скважины предназначены для воздействия на

продуктивные пласты путем нагнетания в них воды, газа и других рабочих агентов. В соответствии с принятой системой воздействия на-

СиФонтанная эксплуатация – способ эксплуатации нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, при котором полезное ископаемое под действием пластовой энергии изливается на поверхность.

гнетательные скважины могут быть законтурные, приконтурные и

При подъёме нефти и конденсата пластовая энергия складывается из энергии, зависящей от величины гидростатического напора, определяемого забойным давлением, и энергии газа, выделяемого из нефти и конденсата по мере падения давления при движении вверх по скважине потока продукции.

81

Нефть находится под землей под таким давлением, что при прокладке к ней пути в виде скважины она устремляется на поверхность. Как правило, фонтанируют скважины только в начале своего жизненного цикла, т.е. сразу после бурения. Через некоторое время давление в пласте снижается и фонтан иссякает. Остаток нефти после оконча-

С помощью фонтанной арматуры можно регулироватьИдобычу нефти

ния фонтанирования зачастую превышает 80 % начальных объемов.

При всех способах эксплуатации подъем жидкости и газа на по-

верхность происходит по насосно-компрессорным трубам (НКТ) небольшого диаметра, спускаемым в скважину. В зависимости от способа эксплуатации их также называют фонтанными, компрессорными, насосными, а также подъемными (лифтовымиД).

Если скважина эксплуатируется фонтанным способом, то на поверхности устанавливают специальное оборудование – фонтанную арматуру. Это оборудование необходимо для управления скважиной.

– уменьшать или совсем остановитьА.

Фонтанная арматура – комплект устройств, монтируемых на устье фонтанирующей скважины для её герметизации, подвески лиф-

товых колонн и управления потоками продукции скважины. Фонтанная арматура должнабвыдерживать большое давление (при полном закрытии фонтанирующей скважины), давать возможность производить замеры давления как в лифтовых трубах, так и на выходе продукции из скважины, позволять выпускать или закачивать газ при освоении скважиныи. Фонтанная арматура включает колонную и трубную головки, фонтанную ёлку с запорно-регулируемой арматурой и измерительными приборами (рис. 3.1).

Kолонная головка, расположенная в нижней части, служит для подвески обсадных колонн, герметизации межтрубных пространств и Сконтроля давления в них. При простейшей конструкции скважины (без промежуточных технических колонн) вместо колонной головки используют колонный фланец, устанавливаемый на верхней трубе

эксплуатационной колонны.

Трубная головка монтируется на колонной головке и служит для подвески и герметизации лифтовых колонн при концентрическом или параллельном спуске их в скважину.

Фонтанная ёлка устанавливается на трубной головке и служит для распределения и регулирования потоков продукции из скважины. Ёлка состоит из запорных (задвижки, шаровые краны), регулирующих устройств (штуцеры постоянного или переменного сечения) и фитингов (катушки, тройники, крестовины, крышки).

82

Рис. 3.2. Принципиальная схема манифольда крестовой фонтанной арматуры

отсекателя (ПКО), боковойА(БЗ) и стволовой задвижек (СЗ) при помощи станции управления (патент РФ № 2453683).

Принцип работы системы автоматизированного управления фонтанной арматуры (САУ ФА), предназначенной для добычи пластового флюида, заключается в автоматическом открытии/закрытии запорно-регулирующей арматуры путем независимой подачи рабочей жидкости пневмонасосомбв механизмы приводов подземного клапана-

Станция управления САУ ФА содержит блок управления, приборыиКИПиА, исполнительные механизмы, установленные в шкафу станции и образующие пневмогидравлическую систему, соединенную через датчики контроля параметров с блоком управления станции. В качестве блока управления, обеспечивающего выполнение логических операций по открытию/закрытию скважины, используют про-

Сграммно-технический комплекс в виде контроллера с локальным пультом управления, содержащим монитор с сенсорным управлением для ввода команд в интерактивном режиме и локальной клавиатурой.

САУ ФА обеспечивает выполнение следующих функций:

управление оборудованием фонтанной арматуры БЗ, СЗ, ПКО с помощью клапанов;

формирование и вывод информации на панель оператора о состоянии оборудования фонтанной арматуры и станции;

контроль исправности датчиков давления, датчиков температуры и электромагнитных клапанов;

контроль уровня масла в гидробаке;

84

формирование информации для представления на панели оператора;

прием сигналов управления с панели оператора;

обмен информацией с АСУ ТП.

Принципиальная схема станции управления САУ ФА приведена на рис. 3.3. Газ питания подается в пневматическуюИлинию от внешнего стационарного источника через шаровой кран 1 и обратный клапан 2. Давление газа питания контролируется при помощи датчика давления 3.

СРис. 3.3. Принципиальная схема станции управления САУ ФА

Через кран 4, клапан 5 с электромагнитным приводом, регулятор давления 6, настраиваемый на давление управления насосом 7, газ подается на привод насоса 7. Предохранительный клапан настроен на максимальное давление в линии нагнетания насоса. Для открытия

85

клапана 5 подается напряжение на катушку клапана. Клапан 5 имеет также ручной привод, используемый при техническом обслуживании или наладке станции.

Через кран 8 газ подается на входы клапанов с электромагнит-

казаны. Для открытия клапанов 9, 10, 11 подается напряжение на их катушки.

После открытия клапана 9 газ подается на привод распределителя 12. При открытии распределителя 12 гидравлическая жидкость под давлением через игольчатый вентиль поступает на привод ПКО. Контроль над давлением гидравлической жидкости в линии ПКО осуще-

линии управления ПКО создаетсяАприДпомощи масляного блока 14, расположенного в шкафу станции управления. При подаче давления управляющего газа насос 7 включается, увеличивая давление масла до требуемого значения. Далее масло под давлением подается на вход распределителя 12. Одновременно на пневмопривод распределителя 12 подается управляющеебдавление газа. Распределитель 12 открывается, и масло под давлением поступает в гидропривод ПКО. Визуальный контроль давления масла в линии нагнетания насоса 7 в станции

ствляется датчиком давления 13.

Давление гидравлической жидкости, преимущественно масла, в

осуществляется по манометру 15.

иПосле открытия клапана 10 газ под давлением через клапан быстрого выхлопа подается на привод СЗ. Контроль давления управляющего газа в линии СЗ осуществляется при помощи датчика 16.

После открытия клапана 11 газ под давлением через клапан бы- Сстрого выхлопа подается на привод БЗ. Контроль давления управ-

ляющего газа в линии БЗ осуществляется при помощи датчика 17. Алгоритм работы всех клапанов в автоматическом режиме, за-

ключающемся в открытии/закрытии запорно-регулирующей арматуры в следующей последовательности: ПКО → СЗ → БЗ (закрытие – в обратном порядке), осуществляется при помощи шкафа управления 18 станции (рис. 3.4). Команды управления вводятся в блок управления 19, выполненный в виде программно-технического комплекса, в интерактивном режиме при помощи монитора 20 или клавиатуры 21.

Пневмогидравлическая система станции управления соединена через датчики контроля параметров работы 13, 16, 17 станции с блоком управления станции 19.

86