
- •Лекция 5. Эксплуатация фонтанных скважин
- •§ 1. Артезианское фонтанирование
- •§ 2. Фонтанирование за счет энергии газа
- •§ 3. Условие фонтанирования
- •§ 4. Расчет фонтанного подъемника
- •§ 5. Расчет процесса фонтанирования
- •§ 6. Оборудование фонтанных скважин
- •§7. Регулирование работы фонтанных скважин
- •§ 8. Осложнения в работе фонтанных скважин и их предупреждение
§ 6. Оборудование фонтанных скважин
Геологические условия нефтяных и газовых месторождений, из которых добываются нефть и газ, различны. Они отличаются глубиной залегания продуктивного пласта, характеристикой и устойчивостью проходимых горных пород, пластовыми давлениями и температурой, газовым фактором, плотностью нефти, давлением насыщения и другими характеристиками. В зависимости от этих геологических характеристик и особенностей продуктивного пласта применяются различные конструкции скважин. В этих конструкциях обязательными элементами являются короткое направление (5—15 м), кондуктор (100—500 м) и обсадная — эксплуатационная колонна (до продуктивного горизонта). Однако такая простая одноколонная конструкция употребляется при глубинах порядка до 2000 м с устойчивыми породами, не вызывающими осложнений при бурении и освоении скважины. При сложных геологических условиях, трудностях спуска одной колонны до проектной глубины, осложнениях при бурении, необходимости перекрытия промежуточных горизонтов с большим пластовым давлением, а также по ряду других причин необходимо применять более сложные и дорогостоящие многоколонные конструкции скважин. Например, на скважинах, пробуренных на меловые отложения в Чечено-Ингушетии, залегающие на глубине 5300—6000 м, вынуждены применять многоколонные конструкции, состоящие кроме направления и кондуктора из четырех-семи колонн, в том числе с так называемыми хвостовиками, т. е. обсадными колоннами, закрепляющими только вскрытую часть пород ниже башмака последней обсадной колонны. Условия эксплуатации месторождений нефти и газа, а также охрана недр и техника безопасности требуют герметизации и разобщения межтрубных пространств, спуска в скважину НКТ, направления продукции в замерные устройства, регулирования работы скважины, ее кратковременного закрытия для ремонтных работ.
Это осуществляется с помощью установки на устье фонтанной скважины оборудования, состоящего из колонной головки, фонтанной арматуры и манифольдов.
Колонная головка. Она предназначена для обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубных пространств, а также для подвески обсадных колони и установки фонтанной арматуры. Существуют одно-, двух-, трех-, четырех- и пятиколонные головки; требования, предъявляемые к конструкциям колонных головок, следующие:
надежная герметизация межтрубных пространств;
возможность контроля за давлениями во всех межтрубных пространствах;
быстрое и надежное закрепление подвески обсадных колонн;
возможность крепления к одной колонной головке различных обсадных колонн, т. е. универсальность;
быстрый и удобный монтаж;
минимально возможная высота.
Колонная головка в период эксплуатации скважины остается на устье и, как правило, не ремонтируется. Поэтому к ее конструкции и качеству изготовления предъявляются высокие требования. Выпускаются колонные головки на 14,0; 21,0; 35,0; 50,0 и 70,0 МПа рабочего давления. В некоторых случаях (на газовых скважинах) применяются колонные головки, рассчитанные на давление до 150 МПа.
После бурения с колонной головки демонтируют превенторы и устанавливают фонтанную арматуру (рис. VIII.8). Корпус головки / навинчивается на верхний резьбовой конец кондуктора. Обсадная колонна 10 вворачивается в специальную муфту 7. Герметичность соединения корпуса головки / и муфты 7 достигается муфтой 2 и двумя кольцами 3 из специальной нефтестой-кой резины. Плотность посадки достигается за счет прижатия муфты полукольцами 5 и фланцем 4, который болтами притягивается к фланцу корпуса. Муфта 7 заканчивается фланцем 6 для присоединения к нему фонтанной арматуры.
Д
ля
опрессовки колонной головки и контроля
давления в межтрубном пространстве
предусмотрен боковой отвод с краном
высокого давления 9
и манометром
8.
Фонтанная арматура. Фонтанная арматура предназначена:
для подвески одной или двух колонн фонтанных труб;
для герметизации и контроля пространства между фонтанными трубами и обсадной колонной;
для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины;
для направления продукции скважины в выкидную линию на замерную установку;
для регулирования режима работы скважины и осуществления глубинных исследований.
Фонтанная арматура подвергается действию высоких температур и давлений. Однако по своим эксплуатационным характеристикам (дебит, давление, температура, газовый фактор и др.) фонтанные скважины бывают различными. Поэтому возникает необходимость иметь фонтанные арматуры, рассчитанные на различные условия работы.
Фонтанные арматуры различаются по конструктивным и прочностным признакам:
по рабочему давлению — от 7 до 105 МПа;
по размерам проходного сечения ствола — от 50 до 100 мм;
по конструкции фонтанной ёлки — крестовые и тройниковые;
по числу спускаемых в скважину рядов труб — однорядные и двухрядные;
по типу запорных устройств — с задвижками или с кранами.
Для охвата всех возможных условий в фонтанных скважинах по давлению приняты следующие стандарты: арматуры на 7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа рабочего давления, причем арматура на 7, 14, 21 и 35 МПа испытывается на двойное рабочее давление, а арматура на 70 и 105 МПа — на полуторакратное давление. Собственно фонтанная арматура состоит из двух элементов: трубной головки и фонтанной ёлки. Трубная головка предназначена для подвески фонтанных труб. Обычно она представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами с установленной на ней переходной катушкой, в которую вворачивается верхний резьбовой конец фонтанных труб. При применении двух рядов труб устанавливаются две крестовины с переходными катушками. На нижней катушке подвешивается первый ряд труб (большого диаметра), а на верхней катушке — второй ряд труб (меньшего диаметра). На верхнем фланце катушки укрепляется собственно фонтанная ёлка.
Т
рубная
головка подвергается давлению затрубного
газа, которое может быть больше, чем
давление в фонтанной ёлке. Поэтому
трубная головка рассчитывается и
испытывается на давление примерно в
1,5 раза большее, чем фонтанная ёлка. Это
объясняется тем, что в межтрубном
пространстве, которое герметизирует
трубная головка, может скопиться чистый
газ, и поэтому давление может достигнуть
пластового.
Ф
онтанные
ёлки по конструкции делятся на крестовые
и тройниковые. Характерным узлом
крестовой арматуры является крестовина
6 (рис.
VIII.9)
с двумя боковыми отводами, каждый из
которых может быть рабочим, а второй
запасным. Для тройниковой фонтанной
ёлки (рис. VIII.10)
характерным узлом являются тройники
1, к которым присоединяются выкидные
линии — верхняя и нижняя. Причем
рабочим выкидом всегда должна быть
верхняя линия, а нижняя — запасной. Это
продиктовано безопасностью работы
и возможностью предотвращения
открытого фонтанирования. Тройниковые
арматуры, как правило, применяются в
скважинах, дающих вместе с нефтью
абразивный материал—песок, ил. При
разъедании песком верхнего тройника
скважина может быть переведена на работу
через нижний отвод. При этом промежуточная
(между отводами) задвижка или кран
закрывается; и верхний тройник, и отвод
могут быть отремонтированы. При применении
в этих условиях крестовой арматуры
разъедание крестовины приводит к
необходимости перекрытия скважины
центральной задвижкой для замены
крестовины. Однако крестовые арматуры
более компактны, высота их меньше,
обслуживание, которое заключается в
снятии показаний манометров, смене
штуцеров и осуществляется с мостков
без лестниц. Тройниковые арматуры имеют
большую высоту и требуют для
обслуживания специальных вспомогательных
сооружений.
Фонтанные арматуры шифруются следующим образом:
АФТ-65Кр-140, что означает: арматура фонтанная, тройниковая с проходным сечением 65 мм, крановая на 14 МПа рабочего давления.
АФК-50-210 — арматура фонтанная крестовая диаметром 50 мм на рабочее давление 21 МПа.
Масса фонтанной арматуры достигает 3 т, высота 4 м, ширина до 3,3 м.
Штуцеры. Они являются элементом фонтанной елки и предназначены для регулирования режима работы фонтанной скважины и ее дебита. Штуцеры устанавливаются на обеих выкидных линиях арматуры и подразделяются на нерегулируемые и регулируемые. Более просты и надежны нерегулируемые штуцеры. Они незаменимы в случаях, когда из скважины поступает песок или другой абразивный материал. Существует много конструкций нерегулируемых штуцеров, которые часто выполняются в виде коротких конических втулок из легированной стали
и
ли
из металлокерамического материала
с центральным каналом заданного
диаметра. По мере износа штуцера
установленный режим работы скважины
нарушается и штуцер необходимо
менять. Для этого работу скважины
переводят временно на запасной отвод,
на котором установлен штуцер заданного
диаметра, и одновременно меняют изношенный
штуцер в основном рабочем отводе. В
связи с этим предложено много конструкций
так называемых быстросменных штуцеров
(рис. VIII.11).
Простейший штуцер выполняется в виде диафрагмы с отверстием заданного диаметра, зажимаемой между двумя фланцами выкидной линии. Применяются регулируемые штуцеры, в которых проходное сечение плавно изменяют перемещением конусного штока в седле из твердого материала. Перемещение осуществляется вращением маховика, на штоке которого имеется указатель, показывающий эквивалентный диаметр проходного кольцевого сечения регулируемого штуцера. Такие штуцеры сложнее, дороже, имеют сальниковые уплотнения и применяются обычно в скважинах, не продуцирующих песок. В любом штуцере происходит поглощение энергии газожидкостной струи и снижение давления от давления на буфере до давления в отводящей линии системы нефтегазосбора. Если разность давлений велика, применяют несколько последовательно соединенных штуцеров, в каждом из которых частично снижается давление.
Манифольды. Манифольд предназначен для обвязки фонтанной арматуры с трубопроводом, подающим продукцию скважины на замерную установку. Применяются различные схемы таких обвязок в зависимости от местных условий и технологии эксплуатации. Поэтому эти схемы не стандартизованы, но их узлы комплектуются из элементов заводского изготовления. Простейшая схема манифольда крестовой фонтанной арматуры (рис. VIII.12) не предусматривает обвязку выкидов межтрубных
п
ространств
и предполагает наличие только одной
выкидной линии, соединяющей скважину
с трапной или замерной установкой.
В некоторых случаях при интенсивном
отложении парафина предусматривают
две выкидные линии и манифольд,
допускающий работу через любой из
двух выкидов.
На рис. VIII. 12 показаны стандартизованные узлы заводской сборки. Они очерчены четырехугольниками и помечены номером (№ 1, № 2, № 3). Схема предусматривает два регулируемых штуцера, два вентиля для отбора проб жидкости и газа, запорные устройства 3 для сброса продукции на факел или земляной амбар, тройники 4, крестовики 5, предохранительный клапан 6, фланцевые соединения 7. Основные узлы манифольда унифицированы с узлами и деталями фонтанной арматуры. Ма-нифольды на концах имеют фланцы для присоединения труб диаметром 80 мм. В обозначение манифольда входят номер схемы, условный проходной диаметр и рабочее давление, например, 1МАТ-60Х125. Выкидной шлейф соединяет манифольд арматуры с групповой замерной установкой (ГЗУ) промысловой системы нефтегазосбора, где автоматически замеряются дебиты скважин. К ГЗУ подключается группа скважин (до 14), дебит которых измеряется поочередно по определенной программе.
Одиночные фонтанные скважины и особенно высокодебитные работают в индивидуальную трапную установку, в которой происходит сепарация газа (иногда двухступенчатая) и замер дебита. Далее, продукция скважины вместе с водой и остаточным газом поступает в промысловый нефтесборный пункт для частичного обезвоживания путем отстоя и полной сепарации газа. Часто промысловый нефтесборный пункт совмещают с установками по обезвоживанию и обессоливанию нефти с помощью ее нагрева, промывки пресной водой с добавкой поверхностно-активных веществ — деэмульгаторов, разрушающих поверхностные пленки на границе мельчайших капелек воды и нефти.