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: 93
Скачиваний: 3
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Насосно-компрессорные трубы отличаются материалом, группами прочности, герметичностью, противокоррозионной стойкостью, резьбой, быстротой стыковки, размерами, сопротивляемостью отложению парафина и солей.
Гладкие трубы проще в изготовлении, но их концы ослаблены нарезанной на них резьбой. Трубы с высаженными наружу концами имеют одинаковую прочность по основному телу и у резьбы. Эти трубы называются равнопрочными.
Наибольшее применение к настоящему времени получили стальные цельнокатаные неравнопрочные НКТ с муфтовыми резьбовыми соединениями. Неравнопрочность НКТ определяется разницей между площадями сечений тела трубы и в зоне резьбы, где снижение несущей способности пропорционально уменьшению площади сечения.
Неравнопрочные НКТ используются в качестве подъемных труб на скважинах малых и средних глубин. Широкое же их применение объясняется относительной простотой изготовления и меньшей стоимостью.
Трубы с высаженными наружу концами. Резьба нарезана на утолщенной части, что обеспечивает равенство площадей рабочего сечения и сечения по телу гладкой части трубы. Равнопрочные НКТ позволяют примерно на 25% сократить расход металла на колонну НКТ по сравнению с неравнопрочными и значительно увеличить максимальные глубины их спуска.
Новая конструкция. Равнопрочность в этом случае достигается привариванием коротких нарезанных концов труб к трубе с геометрическими размерами и формами примерно соответствующими резьбовой части неравнопрочной НКТ.
НКТ изготовляют главным образом из углеродистых сталей разных групп прочности с пределом текучести от 380 до 750 МПа. В настоящее время начали применяться НКТ из сплава на алюминиевой основе. Прочность сплава ниже минимальной прочности стали для НКТ, однако плотность сплава почти втрое меньше плотности стали, чем и определяется целесообразность применения легкосплавных труб, особенно в агрессивных средах газа или пластовой жидкости, по отношению к которым этот материал более стоек, чем сталь.
В последнее время широко применяются НКТ, внутренняя поверхность которых покрыта стеклом, эпоксидными смолами. Менее распространено, но применяется эмалирование труб. Такие покрытия применяются для защиты от отложения парафина на трубах и защиты от коррозии внутренней поверхности труб. Кроме того, они снижают на 20—30 % гидравлические сопротивления потоку.
В последние годы расширяется применение эмалированных труб. Они обладают наиболее прочным покрытием (значительно прочнее стекла), высокой температуростойкостью, морозоустойчивостью и гладкой поверхностью, на которой парафин не откладывается. Для защиты НКТ от агрессивных сред трубы покрываются несколькими слоями эмали. Технология наложения эмали значительно сложнее технологии покрытия стеклом и эпоксидной смолой.
Общий недостаток покрытий то, что место муфтового соединения труб остается незащищенным. В этом месте можно устанавливать эластичные проставки, перекрывающие незащищенное место, или протекторные кольца, потенциал материала которых таков, что кольца корродируют сами, защищая от коррозии близко расположенные участки трубы. Однако такие меры практикуются редко, так как они имеют крупные недостатки.
1.2.2 Пакеры
Пакеры при эксплуатации устанавливаются обычно в обсаженной части скважины и спускают их на колонне подъемных труб. В соответствии с назначением для обеспечения надежной работы к пакерам предъявляются следующие основные требования:
- пакер должен выдерживать максимальный перепад давлений, действующий на него в экстремальных условиях, называемый «рабочим давлением»;
- пакер должен иметь наружный диаметр, обеспечивающий оптимальный зазор между ним и стенкой эксплуатационной колонны труб, с которой он должен создать после посадки герметичное соединение.
Классификация пакеров. По способу установки в скважине различают пакеры: с опорой на забой и без опоры на забой (или так называемые “висячие” пакеры). Пакер с опорой спускают в скважину с хвостовиком. Преимуществом этого типа пакеров является простота и надёжность конструкций, недостатком - необходимость в дополнительных трубах для хвостовой опоры. Преимущество пакеров без опоры на забой – возможность их установки в любом месте эксплуатационной колонны (без хвостовика).
По способам образования сил, деформирующих уплотнительный элемент, пакеры подразделяются на механические и гидравлические. К первым относят все пакеры, уплотнительная часть которых деформируется от воздействия на него веса колонны труб. Они просты по конструкции и высоконадёжны в работе. К недостатку следует отнести обязательное нагружение их трубами, что не всегда возможно, например, на небольших глубинах их установки.
К гидравлическим относят все пакеры, резиновые элементы которых деформируются и герметизируют колонну за счёт перепада давлений сверху и снизу пакера. Преимущество таких пакеров – способность воспринимать перепады давления 50 МПа (500 кгс/см3 ) и более; недостаток – сравнительная сложность конструкции.
Основным узлом всех типов пакеров является уплотнительный элемент из специальной резины, который при воздействии внешней силы расширяется и, упираясь в стенки труб, разъединяет верхнюю часть колонны этих труб от нижней, находящейся под пакером.
Пакеры способны воспринимать усилие от перепада давления, направленного как вверх, так и вниз, могут оставаться в скважине и выполнять свои функции и без колонны подъемных труб, которую извлекают после посадки пакера. В этом случае для отсоединения колонны труб от пакера и повторного соединения ее с пакером применяются разъединители колонн типов РК, ЗРК, 4РК, устанавливаемые над пакером.
1.2.3 Клапаны
Клапаны – отсекатели предназначены для автоматического перекрытия колонны НКТ и отсечки потока продукции скважины при нарушении установленного режима ее эксплуатации в результате частичного повреждения или полного разрушения устьевого оборудования, нарушения герметичности эксплуатационной колонны скважины, затрубное пространство которой загерметезировано пакером. При обустройстве скважин пакер и клапан – отсекатель обычно устанавливают непосредственно над продуктивным горизонтом.
Забойные клапаны – отсекатели должны отвечать следующим требованиям:
• надежно автоматически перекрывать колонну НКТ при всех возможных нарушениях режима эксплуатации скважины;
• обладать способностью надежно устанавливаться на необходимой глубине и извлекаться без спуска и подъема НКТ;
• обеспечивать возможность проведения различных технологических операций ниже глубины установки клапана – отсекателя, возможность проведения ремонтов устьевого и глубинного оборудования без глушения скважины.
Критический дебит, при котором срабатывает автоматический клапан-отсекатель, принимают обычно на 15…20% больше оптимального. Настройка клапана обеспечивается подбором площади проходного сечения сменных штуцеров и усилия пружины. Перепад давления на сменных штуцерах допускается обычно в интервале от 0,1 до 0,7 МПа. Клапан-отсекатель обычно устанавливается в колонне НКТ на ниппель. Устанавливают его путем сбрасывания в колонну НКТ, или с использованием канатной техники, либо с применением специального посадочного инструмента. В нижней части клапан-отсекатель должен иметь замок с фиксатором для посадки на ниппель.
По видам уплотняющего устройства клапаны-отсекатели подразделяются на тарельчатые, шаровые, поршневые и крановые .
По системе управления клапаны-отсекатели можно разделить на управляемые механическим толкателем и срабатывающие за счет перепада давления в под- и надпакерной зонах.
Последняя система подразделяется на системы, срабатывающие от давления, возникающего в процессе эксплуатации и создаваемого устьевым оборудованием.
Клапан-отсекатель обычно устанавливают в колонне НКТ на ниппель путем сбрасывания или с использованием специального посадочного инструмента.
Ниппель служит для установки, фиксирования и герметизации в нем клапана-отсекателя, представляет собой патрубок, внутри которого выполнена кольцевая проточка для приема фиксаторов замка клапана-отсекателя. Внутренняя поверхность ниппеля выше кольцевой проточки обработана под посадку уплотнительных элементов клапана-отсекателя. По обоим концам ниппеля нарезана резьба для соединения с колонной НКТ. Ниппель спускают на колонне НКТ и устанавливают выше пакера.
2 Установление режима работы фонтанной скважины
Установить технологический режим работы скважины - это значит выбрать такие параметры работы фонтанного подъемника, которые обеспечивают получение на поверхности заданного дебита и позволяют работать без осложнений. Технологический режим работы скважины должен обеспечивать получение на поверхности заданного дебита, который можно получить из скважины при выполнении требований рациональной эксплуатации залежи и рационального использования подъемника. Значение заданного дебита устанавливается проектом разработки, но по мере изменения условий разработки возникает необходимость его уточнения.
С целью установления рационального режима работы фонтанной скважины проводят ее исследование при работе на нескольких стационарных режимах с построением индикаторной диаграммы. Экспериментальное изучение изменения основных показателей работы добывающей скважины в зависимости от противодавления на устье скважины позволяет построить так называемые регулировочные кривые.
Оборудование фонтанных скважин позволяет без существенных трудностей проводить все виды глубинных гидродинамических исследований, в том числе и отбор глубинных проб, при различных режимах работы системы, регулируемых сменой проходного диаметра штуцера, устанавливаемого на фонтанной арматуре.
Дебит скважины ограничивают геолого-технологические и технические факторы. К геолого-технологическим факторам относятся: степень устойчивости пород пласта (разрушение пласта и вынос песка); наличие подошвенной воды и верхнего газа (прорывы воды и газа в скважину); необходимость обеспечения условий Р
з>0,75Рнас (не допустить снижения нефтеотдачи при разгазировании нефти в пласте); необходимость ограничения объема добываемой воды и сокращения среднего газового фактора; необходимость обеспечения равномерного стягивания ВНК и ГНК.
Техническими факторами являются: недостаточная прочность обсадной колонны и возможное смятие ее при значительном снижении забойного давления; ограниченная пропускная способность эксплуатационного оборудования (сепараторы, установки подготовки нефти).
ри фонтанной эксплуатации дополнительно следует учесть еще следующие критерии: минимальное забойное давление фонтанирования; минимум газового фактора; недопущение пульсаций, приводящие к срыву фонтанирования и улучшению условий осаждения песка.
Измеряемыми параметрами при исследовании фонтанной скважины являются:
—дебит скважины Q (м3/сут, т/сут);
— забойное (пластовое) давление Рза6 (Рт), МПа;
— проходной диаметр штуцера dшm, мм;
— давление на устье скважины Р , МПа;
— давление в затрубном пространстве Рзат , МПа;
—газовый фактор Go, (м3/м3, м3/т);
— обводненность продукции В, (%, д.ед.); содержание механических прим
сей (песка) в продукции М, (кг/м3, кг/т);
— содержание парафина (смол, асфальтенов) П, (кг/м3, кг/т);
А также другие характеристики продукции (плотность нефти и воды, вязкость нефти и воды и т.п.). Кроме того, в процессе этих исследований зачастую фиксируют на каждом режиме работы скважины: кривые распределения давления и температуры по длине скважины; профили притока; производят отбор проб продукции с разных глубин и т.п.
2.1 Пример Расчёта и подбора оборудования фонтанной скважины
Фонтанирование скважины возможно при определенном технологическом режиме, который характеризуется величинами дебита, забойного, устьевого и затрубного давлений.
С течением времени по мере отбора нефти из залежи изменяются условия разработки, а значит и условия фонтанирования: изменяются пластовое, забойное давления, дебит, увеличивается обводненность и т. д. Поэтому с течением времени подъемник следовало бы заменить.