Оборудование фонтанных скважин, наземное и подземное. Типы фонтанных арматур. Регулирование дебита фонтанных скважин.

При добыче нефти в особенно перспективном месторождении чаще всего находит применение схема фонтанной скважины: в данном случае поднятие нефти до устья производится естественным образом (при помощи пластовой энергии). Данный способ добычи требует меньше всего затрат как на покупку и обслуживание оборудования, так и по времени: поскольку поднятие осуществляется самостоятельно, то на трубах и специальных механизмах можно сэкономить. Конструкция фонтанной скважины и схема расположения оборудования достаточно проста, поэтому ее устройство является наиболее предпочтительным, а в дальнейшем при ослабевании давления можно дооборудовать скважину для создания искусственного поднятия.

Схема фонтанной скважины

Для данного типа скважины колонны труб подвешиваются на арматурной основе, которая ставится на устье. Арматура играет роль подвески, также выполняя функции герметизации самого устья и контроля режима работы всей скважины. НКТ-трубы являются каналом, по которому нефть поднимается от забоя на поверхность. В зависимости от длины скважины протяженность труб доходит до 3 км, колонна может собираться из нескольких изделий, скрепляемых друг с другом последовательно. Длина отдельной трубы варьируется до 10 метров. Оптимальный способ соединения – с помощью муфт с резьбой. Нежелательно использовать сварку для соединения, поскольку после того, как схема фонтанной скважины потребует доработки, придется извлекать на поверхность всю колонну. Спуск, а также поднятие элементов колонны необходимо производить при помощи спецтехники.

Главным элементом конструкции является фонтанная арматура, которая создает прочную конструкцию из стальных прутков и запорных механизмов, и каждый элемент должен быть рассчитан на повышенное давление. Масса готовой конструкции доходит до 1-2 центнеров. Чаще всего используют крестовую или тройную арматуру: первый тип чаще используется на нефтяных месторождениях, где нет примесей механического типа.

Камера запуска шаров

Добыча ценного сырья сопряжена с различными сложностями. Одна из них — выпадение парафина в выкидных линиях. Помимо этого имеют место механические загрязнения, образования песчаных пробок.

Избавляться от парафина можно различными путями. Один из них — применение резиновых шаров, обосновавшихся в камере запуска, монтированной на струне фонтанной арматуры.

При определенной степени запарафинивания выносных линий открывается шибер, из камеры выступает шар диаметром больше выкидной линии.

Шар чистит линии, двигаясь в приемную камеру при помощи потока получаемого сырья.

Оборудование фонтанных скважин

Фонтанные скважины могут оснащаться оборудованием и в области забоя, и на устье. В случае, если в районе продуктивных пластов породы отличаются высокой прочностью, то может использоваться технология открытого забоя, когда колонна доходит до верхней части пласта, и вскрытие производится на полную мощность. При неустойчивых горных породах, высоком риске осыпания песка забойную область следует укреплять обсадной трубой и цементировать пространство за ее пределами. Приток жидкости при этом создается посредством перфорирования по нижнему краю трубы.

Схема фонтанной скважины подразумевает герметизацию устья, которая производится посредством монтажа головки колонны и арматурной конструкции, оснащенной манифольдом. Создание арматуры производится по требованиям ГОСТ 13846-89, при этом конструкция может иметь отличия по прочности и типу структуры. Основой служит головка, или обвязка, а фонтанная елка включает запорные устройства и элементы для регулирования работы скважины. Головка в конструкции необходима для обвязывания трубопроводов в скважине, а также для регулировки направления и силы потока в затрубной зоне.

Конструктивно арматура для фонтанной скважины позволяет измерить показатели давления на верхнем сегменте елки, выявить температурный режим на боковых отводах елки и самой головки. По стандарту ГОСТ конструкция должна включать блочные элемента и устройствами для предохранения конструкции, которые при необходимости можно активировать на расстоянии. Фонтанная елка представляет собой важную часть общей конструкции, и она позволяет регулировать силу потока в самом трубопроводе и направлять его в промысловое русло.

Оборудование парой труб НКТ изделия большего диаметра помещаются на нижней детали при помощи резьбового соединения на элемент, который служит одновременно для герметизации пространства за трубами. Если скважину не следует останавливать при работе, имеет смысл поставить двухсекционную елку, которая заканчивается сверху специальным буфером и манометром. При спуске в функционирующую фонтанную скважину данные устройства заменяет лубрикатор. Разновидности конструкции выбираются, исходя из характеристик скважины и характеристик добычи нефти в конкретном месторождении.

Структура нефтяных скважин

Схема нефтескважины включает множество составляющих:

1. Пакет.
2. Фонтанная арматура.
3. Трубопровод для откачки сырья.
4. Кондуктор.
5. Цемент.
6. Промежуточная обсадная колонна.
7. Обсадная колонна.
8. Насосно-компрессорная колонна.

Для добычи материала осуществляют бурение на необходимую глубину. Часто поперечник скважины достигает 40 см.

Обсадные трубы применяются для предотвращения обваливания. Промежуток между обсадной колонной и стеной заливают цементным раствором. За счет этого разделяются залегающие пласты. Изделия не поддаются влиянию пластовых вод.

Исследование фонтанных скважин

Схема фонтанной скважины требует проведения регулярных исследований, которые осуществляются по методике пробных откачек жидкости и по способу восстановления давления в забое в момент после остановки работы оборудования. Корректировку режима функционирования специалисты производят, меняя штуцеры и устанавливая элементы с различными по размеру отверстиями. Способ пробной откачки может с успехом использоваться при выявлении степени продуктивности скважины и определения оптимального режима ее функционирования. Что касается способа восстановления уровня давления, то по нему можно вычислить основные характеристики пласта.

Исследование по методу пробной откачки в последнее время производится для построения линий индикации по зависимости дебитов от изменений в давлении. Также работа необходима для вычисления продуктивного коэффициента, содержания примесей, в том числе воды, во время разных режимов эксплуатации. Замеры производятся при помощи манометра, расходометра, определяют размеры отверстий в штуцере. Посредством замены на главном манифольде специалист ставит новый режим работы и замеряет показатели давления и расхода, после чего выясняет, что сообщает разница результатов.

Процедура отбора жидкости для исследования проводится при помощи специальных приспособлений, которые фиксируются и опускаются наподобие манометра. Спуск самого манометра требует наличия в конструкции лубрикатора, который будет оснащен сальником с роликом. Сальник играет роль герметизирующего вещества для отверстия, через которое проводится проволока. При необходимости осуществить глубокие исследования необходимо воспользоваться механической подъемной лебедкой, которая ставится в 20-30 метрах от устья.

Сначала вниз опускают шаблон, затем измерительный прибор (иногда с утяжелителем). Чтобы проволока не оборвалась в момент проведения исследования, нельзя, чтобы оборудование спускалось ниже края трубы. Чтобы предотвратить подобное явление, башмак оснащается специальной шпилькой, которая ограничивает спуск внутри колонны. Поднятие производится на малой скорости, на последних метрах она должна быть минимальной (в ряде случаев устройства для исследований вытаскивают вручную).

Измерение дебита производится на групповых установках, и для отбора используется краник, который забирает пробу жидкости и выдает результат через некоторое время.

Нефть, Газ и Энергетика

К наземному оборудованию скважин относят: оборудование устья, прискважинные установки и сооружения (рис. 19). — Оборудование устья скважины предназначено для по­дачи газа из ствола скважины в газосборную сеть, подвески фон­танных труб, герметизации и обвязки обсадных колонн, для уста-новления, регулирования и контроля за технологическим режимом эксплуатации скважины. Оборудование устья должно обеспечить возможность глушения скважины, проведение ремонтов и мероприятий по увеличению производительности, исследование скважины. Для удобства обслуживания (открытия и закрытия задвижек, замены штуцеров, проведения ремонтов и исследований) на устье монтируют специальные мостки. К наземному оборудованию скважин относят: оборудование устья, прискважинные установки и сооружения (рис. 19). — Оборудование устья скважины предназначено для по­дачи газа из ствола скважины в газосборную сеть, подвески фон­танных труб, герметизации и обвязки обсадных колонн, для уста-новления, регулирования и контроля за технологическим режимом эксплуатации скважины. Оборудование устья должно обеспечить возможность глушения скважины, проведение ремонтов и мероприятий по увеличению производительности, исследование скважины. Для удобства обслуживания (открытия и закрытия задвижек, замены штуцеров, проведения ремонтов и исследований) на устье монтируют специальные мостки.

Оборудование
устья состоит из головки колонной ГК. и арма­туры фонтанной АФ, состоящей в свою очередь из головки труб­ной ГТ и фонтанной елки Е (см. рис. 18). Применяют фонтанные елки тройниковые АФТ и крестовые АФК (см. рис. 18, а, б).

Фон­танная арматура выпускается в соответствии с ГОСТ 13846—741 на рабочие давления 14, 21, 35, 70 МПа с диаметрами условного прохода 65, 80, 100 мм. Арматура изготовляется в обычном и хла-достойком исполнении, а отдельные ее типоразмеры—в углекис-лотостойком и сероводородостойком исполнениях.

Соединения узлов арматуры фланцевые. В фонтанной арматуре на р=14 МПа применяются крановые запорные устройства, а остальная армату­ра укомплектована прямоточными задвижками с уплотнением «ме­талл по металлу» с принудительной или автоматической подачей смазки. На некоторых месторождениях эксплуатируется арматура, закупленная у (Франция), «Добиас» (Австрия) , «Бреда» (Италия) и др.

Рис. 19. Оборудование
устья газовой скважины. Колонная головка
ГК
предназначена для обвязки (соединения) верхних концов обсадных колонн (кондуктора, технических и об­садных труб), герметизации межколонных (межтрубных) прост­ранств и служит опорой для фонтанной арматуры (см. рис. 18).

Применяют колонные головки для одно-, двух- и трехколонных конструкций скважин. Подвеску колонн на ГК

обычно делают на резьбе, шлипсовую подвеску в газовых скважинах не применяют. Колонные головки оборудуют специальными отводами.

На одном. устанавливают вентиль с манометром 4 для измерения межколон­ных давлений, на втором—постоянно открытую задвижку. Через второй отвод при необходимости закачивают спецжидкости (в межколонное пространство). При нарушениях герметичности меж­колонных и резьбовых соединений межколонные давления начи­нают увеличиваться. Обнаружив рост межколонных давлений, принимают меры по предотвращению опасных газопроявлений и; возможных аварий. Трубная головка ГТ предназначена для обвязки одного или двух рядов фонтанных труб, герметизации межтрубного простран­ства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами, проведения технологических операций при освоении, эксплуата­ции и ремонте скважин. Трубная головка состоит из корпуса, труб­ной подвески и боковых отводов (см. рис. 18). Боковые отводы на трубной головке 8 позволяют закачивать в затрубное пространство воду и глинистый раствор при глушении скважины, ингибиторы гидратообразования и коррозии, измерять затрубное давление 7, а также отбирать газ из затрубного прост­ранства. Подвеска фонтанных труб

осуществляется на резьбе или шлипсах (клиньях) 10. Второй способ предпочтительнее, так как в этом случае возможно перемещение колонны труб под действием тем­пературных и динамических напряжений. Трубные головки комплектуются с елкой в соответствии с ди­аметром фонтанных труб. Фонтанная елка Е предназначена для управления и регулиро­вания потока
продукции скважины
, установки приспособлений для спуска и подъема глубинных приборов и для размещения маномет­ров и термометров, измеряющих параметры устьевого потока (см. рис. 18). Елка состоит из вертикального ствола и боковых отводов — выкидов (струн) 29, 30. На каждом отводе устанавливают по две задвижки: рабочую 16 и резервную или контрольную (ближайшую к стволу) 14.

На стволе установлены коренная (главная, цент­ральная) 11, межструнная 26 и буферная 18 задвижки. На стру­нах имеются термокарманы для термометров и штуцеры для ма­нометров 15, штуцеры для регулирования расхода 17, обратные клапаны. Ствол заканчивается буфером с манометром 19. Применяют одно- (см. рис. 18, а) и двухъярусные (см. рис. 18,6) елки.

На одноярусных «елках» один отвод (струна) рабочий, второй резервный. Если отводы присоединены к кресто­вине, фонтанную арматуру называют крестовой, если к трой­нику—тройниковой. На двухъярусных елках нижняя стру­на 29 резервная, верхняя 30—рабочая.

Елки крестового типа (см. рис. 18, а) меньше по высоте, устойчивее к вибрации, удобнее в обслуживании. Елки тройникового типа требуют меньше задви­жек, труб и соединительных частей, т. е. менее металлоемки. Выбор фонтанной арматуры

и ее компоновка зависят от усло­вий эксплуатации скважины и ее технологического режима. При работе скважины коренная, межструнная и резервные задвижки должны быть полностью открыты. Пуск и остановка скважин, регулирование режимов осуществляют при помощи ра­бочих задвижек. При выходе их из строя закрывают резервные задвижки и заменяют рабочие.

Если требуется ремонт или замена рабочей струны, закрывают межструнную задвижку, поток на­правляют по нижней резервной струне. Таким образом, ремонт и замену рабочей струны проводят без прекращения добычи газа. При сборке фонтанной арматуры, при замене отдельных ее элементов необходимо быть очень внимательным и аккуратным, следить за правильным и полным креплением всех шпилек и бол­тов. Особо тщательно должна крепиться трубная головка, по­скольку для ее ремонта и замены требуется остановка и глуше­ние скважины. Необходимо помнить, что неисправность арматуры может привести к открытому фонтанированию. Трубная и колонная головки должны быть обязательно спрес­сованы на прочность и герметичность на испытательные давления эксплуатационной колонны. Фонтанная елка при закрытой коренной задвижке должна быть испытана на давление, не менее чем в два раза превышающее-ожидаемое рабочее, но не более испытательного давления, пред­усмотренного техническими условиями завода-изготовителя. Прискважинные установки и сооружения предназначены для подачи в скважину или шлейфы ингибиторов коррозии и гидрато­образования, ПАВ для удаления жидкости с забоя скважин, а также для регулирования и автоматического управления режимом эксплуатации скважин (см. рис. 18, 19). При централизованной подаче ингибиторов к устью подходят только ингибиторопроводы, насосы, дозировочные устройства и другое оборудование находится на специальных площадках вда­ли от устья скважин. Вблизи устья скважины размещают установ­ки с индивидуальной настройкой и регулировкой (см. рис.

18, 19). Простейшее устройство для подачи ингибитора в скважину состо­ит из бачка с регулировочным вентилем, через который ингибитор самотеком поступает в затрубное пространство скважины. Коли­чество ингибитора зависит от проходного сечения вентиля. Более сложные устройства — автоматические системы для по­дачи в затрубье ПАВ с целью удаления жидкости с забоя сква­жин. Используются пневматические реле, срабатывающие при оп­ределенном снижении давления газа в рабочей струне фонтанной: арматуры. Автомат состоит из емкости с ингибитором и промежу­точной дозировочной емкости, блоков управления и питания.

Пе­риодически при помощи пневматического реле открывается кла­пан и порция ПАВ заполняет промежуточную емкость, затем от­крывается клапан на отводе из затрубья и туда поступает задан­ное количество ПАВ. В системе «Лотос-1» количество подаваемо­го в затрубье ПАВ регулируется продолжительностью открытия клапана по времени от 0,5 до 5 мин. Автоматическая система «Ласточка-73»—многофункциональ­ное устройство. Применяется для управления плунжерным лиф­том, непрерывного и периодического выноса жидкости с забоя, для поддержания заданного режима работы скважины.

Система «Ласточка-73» состоит из блока пневмоавтоматики, регулирую­щего клапана (штуцера), блока измерения расхода газа (диаф­рагма и дифманометр ДМПК-100), регулятора давления, блока:автоматического и ручного управления, каталитического нагрева­теля НГК.-4С. Размещается система на устье скважины или на газосборном пункте. Устье скважины должно быть оборудовано специальным отво­дом (факельной линией) длиной не менее 100 м, предназначен­ным для сброса продукции скважины и промывочной жидкости в атмосферу. Конец линии размещают в земляном амбаре емкостью не менее 2—3 объемов раствора, заполняющего при задавке сква­жину.

При выпуске продукции скважины в атмосферу газ обяза­тельно поджигают. Факельная линия надежно крепится или укла­дывается под землей и опрессовывается на давление, в полтора раза превышающее устьевое. Для задавливания скважины к затрубью прокладывается ава­рийная линия длиной не менее 100 м, оборудованная на конце приспособлением, которое обеспечивает быстрое и надежное сое­динение с цементировочным агрегатом. Аварийная линия опрессовывается на давление, превышающее затрубное в полтора раза.

Бурение скважин. Часть 1: Наземное оборудование.