Принцип работы и устройство фонтанной арматуры нефтяной скважины

Фонтанный способ эксплуатации нефтяных скважин подразумевает использование специализированного оборудовании и трубной обвязки устья. Это оборудование бывает как наземного (устьевая арматура), так и подземного (скважинного) типа. Далее мы рассмотрим основные аспекты фонтанной эксплуатации скважин и основные виды оборудования нефтяных скважин такого типа.

Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин

Главным процессом эксплуатации нефтяных скважин является подъем на поверхность от забоя нефтяной жидкости или природного газа.

Устройство фонтанной арматуры нефтяной скважины

Происходить этот процесс может и под действием  природной энергии (Wп), которая поступает к забою скважины вместе с жидкостью или  газом, и под действием энергии, которая вводится в скважину с поверхности (Wи).

Смесь нефтяной жидкости и попутного газа, после прохождения по стволу  скважинной колонны, посредством специального устьевого оборудования направляется в специальные устройства, называемые сепараторами, в которых происходит разделение жидкой нефтяной составляющей от растворенного в ней газа, и на  замерные устройства, определяющие количество полученного сырья.

После этого нефть закачивается в трубопроводы промыслового назначения. Чтобы обеспечить продвижение углеводородной смеси по этой трубопроводной системе, в устье скважины необходимо  поддерживать определенное значение давления.

В связи с этим, общая формула энергетического баланса выглядит следующим образом:

W1+W2+W3 = Wп+Wи

Расшифруем незнакомые обозначения:

W1 – это энергия, которая тратится на подъем газожидкостной смеси от забоя до устья скважины;

W2 – энергия, которая расходуется этой смесью в процессе  движения через оборудование устья;

W3 –  энергия, которая уносится газожидкостной струей  пределы скважинного устья.

Если значение Wи равно нулю, то такую эксплуатацию называют фонтанной. Если этот параметр имеет ненулевое значение, то говорят о механизированной нефтедобыче.

Передача энергии Wи производится либо посредством воздуха или сжатого газа, либо при помощи насосного оборудования. Первый способ называют газлифтным, а второй – насосным.

Фонтанирование нефтяной скважины, которое обеспечивается только  гидростатическим давлением продуктивного пласта (Рпл), на практике при эксплуатации скважин нефтяных промыслов встречается редко. Чаще всего вместе с жидкой нефтью в продуктивном слое присутствует пластовый газ, который играет основную роль в процессе фонтанирования горной выработки.

Это утверждение верно  и для тех месторождений, на которых явно выражен водонапорный режим. Такой режим характеризуется содержанием в нефти находящегося в растворенном состоянии газа,  и этот газ в пределах продуктивного пласта из жидкости не выделяется.

Пластовый газ выполняет сразу две функции: во-первых, выталкивает нефть из пласта; а во-вторых – поднимает её по трубной колонне.

Значение фонтанных труб

Даже при одинаковом количестве содержания газа в пласте, не каждая скважина способна фонтанировать. К примеру, если объема такого  газа хватает для обеспечения фонтанирования в скважине  150-миллиметрового диаметра, то уже для диаметра в 200 миллиметров его может быть недостаточно.

Газонефтяная смесь, которая продвигается по стволу скважины, выглядит как послойное чередование  нефтяных  и газовых прослоек. Поэтому, чем больше диаметр эксплуатационной трубной колонны, тем большее количество газа понадобится  для подъема по ней нефтяной жидкости.

На практике встречались такие случаи, при которых  скважины с большими диаметрами ствола (от 150-ти до 300 миллиметров), которые были пробурены на глубину с высокопродуктивными пластами, обладающими большим собственным  давлением, отличались высоким дебитом,  но даже в них фонтанирование чаще всего продолжалось весьма короткое время. Более того, в некоторых случаях скважины,  пробуренные в продуктивные пласты с высокими давлениями, в обычных условиях не могут  фонтанировать.

Фонтанирование таких скважин вызывается при помощи опускания в них так называемых лифтовых труб, диаметр которых достаточно мал.

В связи с этим, чтобы максимально рационально использовать энергию расширяющего газа,  все горные выработки, на которых возможно появление фонтанирования, оборудуют  перед  освоением лифтовыми трубами,  условные диаметры которых варьируются в пределах от  60-ти до 114-ти миллиметров. По этим трубам малых диаметров и происходит движение газожидкостной смеси в пробуренной скважине.

Подбор диаметра подъемных (лифтовых) труб происходит, как правило,  опытным путем, и зависит от следующих факторов конкретной горной выработки:

  • ожидаемый дебит скважины;
  • значение давления в пласте;
  • глубина бурения;
  • конкретные условия эксплуатации.

Лифтовые трубы опускают в шахту до уровня фильтра эксплуатационной трубной колонны.

В процессе фонтанирования скважины через трубную колонну малого диаметра, показатель газового фактора уменьшается, что дает возможность продлить временной отрезок фонтанирования. Во многих случаях у скважины, фонтанирующей по трубной колонне  диаметра 73, 89 или  114 миллиметров, сначала начинался  режим  периодических выбросов, а затем она  совсем останавливалась. В таких случаях продолжительность фонтанирования продлевали заменой этих трубных колонн на фонтанные трубы меньших диаметров (33, 42, 48 и 60 миллиметров).

Применение таких малых диаметров является достаточно эффективным способом увеличения продолжительности фонтанирования скважин с малыми показателя дебита.

Фонтанная арматура для нефтяных и газовых скважин

Пробуренные скважины эксплуатационного назначения  оборудуются забойной (находящейся в зоне нефтегазоносного пласта) и устьевой арматурой, которая располагается на поверхности.

Устройство фонтанной арматуры нефтяной скважины

На фото – трубная обвязка фонтанной арматуры

Когда структура продуктивного пласта представлена горными породами с достаточно высокой прочностью, как правило,  применяется так называемый  “открытый” забой. В таких случаях  эксплуатационную колонну доводят  до верхней границы разрабатываемого пласта, а затем сам пласт вскрывают на полную мощность.

Если же горные  породы, составляющие продуктивный пласт, являются рыхлыми и  неустойчивыми, то в таких случаях забой укрепляется обсадными трубами с дополнительным укреплением (при помощи цементирования) затрубной области. Нефтяной приток  в скважину обеспечивается с помощью перфорации (пробивки отверстий) в обсадной трубе и цементном кольце, которые расположены  на продуктивном горизонте  (как правило, перфорируют из расчета десять отверстий на одном метре).

Правила эксплуатации скважин фонтанного типа требуют обеспечения герметичности их устья, организацию разобщения межтрубных  пространств, организацию переправки получаемой  продукции  на сборные  пункты, а также обеспечение возможности (в случае возникновения такой необходимости) полностью закрыть скважину под давлением. Для выполнения всех перечисленных выше требований на устье скважины с фонтанирующего типа ставится колонная головка и фонтанная арматура, оборудованная  манифольдом.

Вообще оборудование любых скважин (не только фонтанных) должно обеспечить заданный режим отбора продукции  и давать возможность проводить необходимые технологические операции по выполнению требований по охране недр, экологии окружающей среды, а также максимально снижать риск возникновения аварийных ситуаций.

Как мы уже сказали выше, такое оборудование делится на два вида:

  • подземное (скважинное);
  • устьевое (наземного расположения).

Наземным оборудованием является фонтанная арматура и трубопроводная система (манифольд).

Фонтанная  арматура ставится на колонную головку устья. Такая арматура должна отвечать всем требованиям  ГОСТ-а номер 13846-89.

Виды фонтанных арматур различаются по своим прочностным характеристикам и  конструктивным особенностям, которые отражаются в шифре этого оборудования.

Фонтанная арматура состоит из трубной обвязки (головки) и так называемой  фонтанной елки, оборудованной регулирующими и  запорными устройствами.

Трубная обвязка представляет собой устанавливаемую на колонную обвязку часть арматуры, которая предназначена для:

Полезная информация
1обвязки на скважине одного или двух трубопроводов
2управления потоком поступающей продукции и контроля за ним в междутрубном пространстве

Верхний конец скважинного трубопровода крепится с помощью  катушки-трубодержателя, которая ставится на трубной головке. Возможно крепление такого трубопровода  посредством муфты-трубодержателя, которая закрепляется в корпусе трубной головки.

Устройство фонтанной арматуры нефтяной скважины

Рабочее давление такой арматуры может быть 14-ть, 21-н, 35-ть, 70-ть, 105-ть и 140-к мегапаскаль. Сечение ствола варьируется от 50-ти до 150-ти миллиметров.

Конструкция фонтанной елки может быть тройниковой и крестовой. По критерию количества  рядов спускаемых труб арматуру делят на одно- и двухрядную. Она может быть оборудована как задвижками, так и кранами.

Фонтанная арматура должна обеспечивать возможность замерять  давление на верхнем елочном буфере, а также измерять температуру и давления скважинной среды в районе буфера бокового елочного отвода и на трубной головке. Стандарты предусматривают производство фонтанных арматур блочного типа и возможность  доукомплектования (в случая необходимости) такой арматуры предохранительными автоматическими устройствами и другим оборудованием с дистанционным  управлением.

Фонтанная елка устанавливается на трубную обвязку. Её основное назначение – регулирование потока среды и контроль за ним в самом  скважинном трубопроводе, а также перенаправление этого потока в систему   промысловых трубопроводов.

Если скважина оборудуется двумя  колоннами насосно-компрессорных труб (НКТ) концентрического типа (двухрядный подъемник), то трубы больших диаметров подвешивают с помощью резьбового соединения на нижний тройник или крестовину, которые должны герметично закрывать затрубное пространство. Трубы меньших диаметров подвешивают на резьбу стволовой катушки (проводника), которые размещаются над тройником или крестовиной.

Типовая схема устройства фонтанной елки предусматривает установку или  одного – двух тройников (одно- или двухъярусный тип арматуры), или  установку крестовины (арматура крестового типа).

Применение двухструнной крестовой или тройниковой елочной  конструкции целесообразно тогда, когда остановка скважины в процессе её эксплуатации является  нежелательной. В качестве рабочей используется либо верхняя, либо  любая из  боковых струн, а запорное устройство, расположенное  первым от ствола является запасным.

Сверху на елку устанавливается  колпак (буфер), оборудованный  манометром и трехходовым краном. При необходимости произвести в работающую скважину спуск  какого-либо прибора или устройства,  вместо колпака ставят  лубрикатор.

Монтаж и демонтаж устьевой фонтанной арматуры выполняется с помощью  автомобильных кранов или при помощи  других подъемных механизмов.

Запорные устройства, используемые на такой арматуре, бывают трех типов:

  • пробковый кран (со смазкой);
  • прямоточная задвижка типа ЗМ или ЗМС (со смазкой), оборудованная   однопластинчатым шибером;
  • задвижка ЗМАД , оборудованная  двухпластинчатым шибером.

Задвижки ЗМС и ЗМАД выпускают в двух модификациях – с ручным или с пневматическим приводом. При любом способе эксплуатации нефтяных и газовых скважин (в том числе – при фонтанном),  подъем добываемого сырья на поверхность осуществляется через специальные насосно-компрессорные трубы (НКТ), которые спускают в скважину перед началом ей эксплуатации.

Спуск этих труб в скважины фонтанного типа происходит до уровня фильтра эксплуатационной колонны.

Устройство фонтанной арматуры нефтяной скважины

ГОСТ номер 633-80 предусматривает использование НКТ следующих условных  внешних диаметров: 27-мь, 33-и, 42-а, 48-мь, 60-т, 73-и, 89-ть, 102-а и 114-ть миллиметров. Толщина стенок таких труб по ГОСТ варьируется  от трех  до семи миллиметров, а их длина – от  пяти до десяти метров. НКТ изготавливаются бесшовными, из марок сталей, которые обладают   высокими механическими характеристиками.

Резьба на такие трубы нарезается с обоих концов, чтобы обеспечить надежное муфтовое соединение. В случае необходимости НКТ изготавливают из алюминиевого сплава  Д16. В некоторых случаях применяются неметаллические трубы из фибергласса,  а также гибкие (безрезьбовые) насосно-компрессорные трубы, выпускаемые в виде барабанов общей длиной  до шести километров.

Рейтинг автора
1
Автор статьи
Владимир Хомутко
Написано статей
35
Принцип работы и устройство фонтанной арматуры нефтяной скважины
Оцените статью: 1 Звезда2 Звезды3 Звезды4 Звезды5 Звезд
Загрузка...

Добавить комментарий

Этот сайт использует Akismet для борьбы со спамом. Узнайте как обрабатываются ваши данные комментариев.

Наверх!