Файл: Подбор оборудования и установление режима работы фонтанной скважины, эксплуатирующей нефтяную оторочку.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 04.12.2023
Просмотров: 91
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ КРАСНОЯРСКОГО КРАЯ
КГБПОУ «КРАСНОЯРСКИЙ МОНТАЖНЫЙ КОЛЛЕДЖ»
Специальность 21.02.01 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых
месторождений
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
профессионального модуля ПМ. 02 «Эксплуатация нефтегазопромыслового оборудования»
| на тему: Подбор оборудования и установление режима работы фонтанной скважины, эксплуатирующей нефтяную оторочку |
Разработчик: ______________/А.А. Шалда /
Руководитель: ___________/И.Ю. Васянина/
г. Красноярск
2023
Содержание
Введение
Фонтанный способ эксплуатации нефтяной скважины возможен лишь при высоком пластовом давлении. Оборудование фонтанной скважины обычно состоит из арматуры устья и колонны насосно-компрессорных труб (НКТ). Колонна НКТ в некоторых случаях оснащается приемной воронкой, иногда клапанами отсекателями или седлами для установки вставных клапанов-отсекателей.
При фонтанной добыче нефти требуется подобрать такую компоновку подземного оборудования, которая позволит с одной стороны обеспечить максимально возможный отбор нефти, а с другой стороны - продлить срок фонтанирования. Кроме подземного оборудования важной задачей является выбор оптимального технологического режима с учетом прогнозируемой динамики роста обводненности и пластового и устьевого давления. При этом для конкретных условий решается целесообразность использования забойных и устьевых штуцеров и другого внутрискважинного оборудования.
Существует такое осложнение при добыче, как нефтяная оторочка. В действующей на сегодняшний день Классификации запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов, от 01.01.2016 г. нефтяной оторочкой считается нефтяная часть нефтегазовой залежи, в которой объем нефтяной части меньше объема газовой шапки.
Главная особенность освоения нефтяных оторочек связана с прорывами газа и воды к добывающим нефтяным скважинам. Добыча из нефтяных оторочек всегда была проблемой из-за тонко распределенных нефтяных ресурсов и сложных механизмов добычи, предполагавших бурение сложных скважин, подъем жидкости с высоким содержанием газа, высокой точности интегрированного проектирования.
1 Оборудование фонтанных скважин
Оборудование фонтанной скважины обычно состоит из арматуры устья и колонны НКТ. Колонна НКТ в некоторых случаях оснащается приемной воронкой, иногда клапанами - отсекателями или седлами для установки вставных клапанов - отсекателей. Иногда в скважине устанавливают пакер.
Несмотря на относительную простоту оборудования скважин для фонтанной добычи нефти и газа, оно выполняет очень ответственные функции и должно быть особенно надежно, так как аварии с оборудованием при фонтанировании могут привести к выбросам и пожарам. Кроме того, оно часто весьма металлоемко (масса арматуры устья скважины составляет от 0,6 до 4,0 т), что при значительном числе фонтанирующих скважин ведет к большому расходу металла. Поэтому при конструировании арматуры необходимо стремиться не только к увеличению ее надежности, но и к сокращению металлоемкости.
1.1. Наземное оборудование
1.1.1 Фонтанная арматура
Фонтанная арматура предназначена для герметизации устья, контроля и регулирования режима эксплуатации скважин (эксплуатационных и нагнетательных). Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки.
Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке и предназначается для подвески одной или нескольких колонн НКТ и герметизации на устье межтрубных пространств. Трубная головка должна обеспечивать проход жидкости или газа в межтрубные пространства, а также контроль давления в них и выполнения необходимых исследований скважины. Колонны подъемных труб подвешивают к трубной головке на резьбе либо на муфте; в первом случае, при однорядной конструкции лифта трубы подшивают на стволовой катушке; при двухрядной конструкции внутренний ряд — на стволовой катушке, а наружный — на тройнике трубной головки.
Фонтанная арматура выполняет несколько функций, главные из которых:
- удержание на весу колонны НКТ, спущенной в скважину, а при двухрядном подъемнике — двух колонн;
- герметизация затрубного пространства и их взаимная изоляция;
с- обеспечение возможности регулирования режима работы скважины в заданных пределах, непрерывности ее работы и исследования скважины путем измерения параметров ее работы как внутри самой скважины, так и на поверхности.
Стандартом предусмотрено несколько схем, составляющих две группы арматур, на базе использования тройников и на базе крестовин.
Тройниковую арматуру рекомендуется использовать при низких и средних давлениях. Тройниковую арматуру с двухструнной елкой рекомендуют для скважин, в продукции которых содержаться механические примеси.
Крестовая и тройниковая однострунные арматуры предназначены для скважин, в продукции которых нет механических примесей.
Для средних и высоких давлений рекомендуют применять крестовую арматуру. Крестовая арматура значительно ниже тройниковой, что облегчает ее обслуживание. К недостаткам крестовой арматуры относится то, что при выходе из строя одного из отводов необходимо закрывать нижнее стволовое запорное устройство, а, следовательно, останавливать скважину. У тройниковой арматуры с верхним рабочим отводом при выходе его из строя можно закрыть среднюю стволовую задвижку и включить в работу нижний отвод.
При исследовании скважин часто необходимо устанавливать над фонтанной елкой лубрикатор для спуска того или иного прибора. Для этой цели в тройниковой и крестовой арматуре предусмотрено верхнее стволовое запорное устройство. Лубрикатор представляет собой отрезок насосно-компрессорной трубы соответствующей длины, устанавливаемый на фланце буферной задвижки , и включающий в себя ролик , закрепленный на кронштейне . Кронштейн крепится на трубе . В верхней части имеется сальниковый узел и сальниковая крышка , наворачиваемая на трубу . Внутрь лубрикатора вводится глубинный прибор , спускаемый в скважину на проволоке . В нижней части лубрикатора имеется отвод со сливным краном . Давление внутри лубрикатора (устьевое давление Р) фиксируется манометром . Перед установкой лубрикатора закрывается буферная задвижка , а продукция скважины эвакуируется в выкидные манифольды с задвижками . Центральная задвижка открыта. После установки лубрикатора на фланце буферной задвижки и введения в него глубинного прибора заворачивается сальниковая крышка с сальниковым узлом . Проволока уплотняется в узле . Закрывается кран и открывается задвижка . Манометр регистрирует давление на устье скважины. После этого прибор спускают в колонну НКТ. В скважинах, эксплуатируемых насосным способом, спуск прибора осуществляют до выкида насоса, а в фонтанных и газлифтных — до забоя.
1.1.2 Запорные и регулирующие устройства фонтанной арматуры и
манифольда.
В арматуре применяются следующие запорные устройства: задвижки клиновые; задвижки прямоточные; краны; вентили; штуцера.
Запорные устройства первых трех типов являются основными в стволовой и отводящей частях арматуры. Вентили устанавливаются перед манометрами.
Основное достоинство клиновой задвижки - ее простота. Но при открытой задвижке у проходного канала образуются большие боковые полости, вызывающие образование вихревых токов, потерю напора и возможность отложения в них солей, парафина и песка. При этом уплотняющие поверхности у корпуса и клина интенсивно омываются потоками жидкости, отбираемой из скважины, что приводит к их усиленной коррозии и эрозии.
Этих недостатков нет у прямоточной задвижки линовое уплотнение у нее заменено шиберным с двумя плашками или одношиберным. Шибер при открытом и при закрытом проходном канале все время прижат к уплотняющим поверхностям деталей корпуса.
Запорные устройства служат для полного перекрытия или полного открытия проходного сечения ствола или отвода. Регулировка параметров потока неполным закрытием запорного устройства не допускается. Для регулировки параметров потока и, следовательно, режима работы скважины используются специальные узлы — дроссели.
В пробковом кране с конической пробкой герметичность уплотнения обеспечивается точностью изготовления корпуса и пробки, размером зазора между ними, а также специальной смазкой, заполняющей корпус крана. Кран рассчитан на рабочее давление 14,0 МПа и имеет проходное отверстие 65 мм. Краны аналогичной конструктивной схемы выпускаются на давления до 100—120 МПа
Сложная конструкция прямоточной плоскошиберной задвижки рассчитана также на рабочее давление 70,0 МПа, но отличается иной системой уплотнения.
Для обеспечения управления задвижками, а также для обеспечения возможного телеуправления они снабжаются гидроприводом или пневмоприводом. Пневмоприводной задвижки на рабочее давление 70 МПа с условным проходным отверстием 50 мм. Как видно, конструкции собственно задвижек отличаются лишь исполнением устройства для перемещения шпинделя и наличием
приводом.
При агрессивных средах и больших расходах жидкости или газа насадка шпинделя и гнездо штуцера быстро изнашиваются. Для повышения износостойкости этих деталей они изготовляются из специальных композитных материалов. Однако и это не исключает необходимости в частых сменах регулируемого штуцера. Поэтому в подобных условиях применяются сменные, втулочные штуцеры с разными диаметрами отверстий, которые при износе поверхности отверстия снимаются с фонтанной арматуры и заменяются новыми.
1.1.3 Манифольд
Фонтанная арматура скважины соединяется с промысловыми коммуникациями сбора пластовой жидкости или газа с помощью манифольда, который представляет собой сочетание трубопроводов и запорных устройств, а иногда и клапанов, обвязывающих фонтанную арматуру. Манифольд служит для подключения к трубному и затрубному пространствам агрегатов для проведения различных операций при пуске и эксплуатации скважины.
Манифольды фонтанной арматуры обычных нефтяных скважин состоят из нескольких задвижек, крестовиков, тройников, и других элементов. На более ответственных нефтяных скважинах манифольд состоит из большего числа элементов. Еще более сложны манифольды для высокодебитных газовых скважин.
Манифольд обеспечивает подачу в скважину ингибитора; глушение с помощью продувочно-задавочной линии и продувку скважины по трубному и затрубному пространствам; проведение газодинамических исследований; подключение насосных агрегатов на достаточном расстоянии от устья; безопасного сжигания газа и конденсата в факеле; сбор глинистого раствора и других рабочих жидкостей при освоении; глушение и интенсификацию притока жидкости к забою.
В манифольдах фонтанной арматуры газовых скважин применяются клапаны-отсекатели, отключающие скважину при понижении и повышении давления по сравнению с заданным. Арматура и манифольд газлифтных и нагнетательных скважин собираются из элементов, часть которых составляет арматуру и манифольд фонтанных скважин.
1.2 Подземное оборудование
1.2.1 Насосно - компрессорные трубы
Из насосно-компрессорных труб (НКТ) составляются колонны, спускаемые в скважину. Колонны НКТ служат в основном для следующих целей:
-подъема на поверхность отбираемой из пласта жидкости, смеси жидкости и газа или одного газа;
- подачи в скважину жидкости или газа (осуществления технологических процессов, интенсификации добычи или подземного ремонта);
- подвески в скважине оборудования.
Для фонтанного и газлифтного подъемников используются так называемые насосно-компрессорные трубы (НКТ). Используются при гидроразрыве пласта или его соляно - кислотной обработке, при работах с внутрискважинным оборудованием, при ловильных работах, промывках песчаных пробок, для внутрипромысловых коммуникаций. Для этого типа труб характерны небольшой диаметр, обеспечивающий возможность их спуска в эксплуатационные колонны скважин; высокая прочность, позволяющая использовать их для подъемников в скважинах больших глубин при всех способах эксплуатации скважин, а также конусная резьба.