1. Наземное устьевое оборудование добывающих скважин. Основные узлы фонтанной арматуры. Их назначение.

1. Наземное устьевое оборудование добывающих скважин. Основные узлы фонтанной арматуры. Их назначение.

В состав наземного устьевого оборудования добывающих газовых скважин входят фонтанная арматура, колонные головки, катушки фланцевые, манифольды, запорные и регулирующие устройства и приспособления для смены задвижек под давлением.

Фонтанная арматура предназначена для:

- герметизации устья скважины;

- контроля и регулирования режима эксплуатации нефтяных и газовых скважин;

- проведения различных технологических операций.

Фонтанную арматуру собирают из различных фланцевых тройников, крестовиков и запорных устройств (задвижек или кранов), которые соединяют между собой с помощью болтов.

Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки. Трубную головку устанавливают на колонную головку.

Колонные головки – предназначены для обвязки обсадных колонн нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин. Колонные головки должны обеспечивать подвеску колонн, герметизацию межколонных пространств, контроль давления в них и проведение различных технологических операций. На колонную головку крепится фонтанная арматура.

Трубная головка предназначена для подвески одного или двух рядов фонтанных труб и герметизации кольцевого пространства между фонтанными трубами и эксплуатационной колонной, а также для проведения различных технологических процессов, связанных с освоением и промывкой скважины, удалением отложений парафина из фонтанных труб, песка с забоя и т.д.

Трубная головка (рисунок 9.1) состоит из крестовика 1, тройника 3 и переводной катушки 5. Тройник устанавливают при оборудовании скважин двухрядным подъемником. При этом первый ряд труб крепится к переводной катушке с помощью переводной втулки 4, а второй ряд труб – с помощью переводной втулки 2. При оборудовании скважин только одним рядом фонтанных труб тройник на арматуре не устанавливают.

На крестовике и тройнике трубной головки ставят запорные задвижки 12, которые служат для соединения технологического оборудования межтрубным или кольцевым пространством, а также для их герметизации.

Фонтанная елка устанавливается на трубную головку. Она предназначена для направления продукции скважин в выкидные линии, регулирования отбора жидкости или газа, проведения различных исследовательских и ремонтных работ, а также при необходимости для закрытия скважины.

Фонтанная елка состоит из тройников 13, центральной задвижки 6, буферной задвижки 14, задвижек 7 на выкидных линиях для перевода работы скважины на одну из них. Буферная задвижка 14 служит для перекрытия и установки лубрикатора, который применяется для спуска в скважину различных скважинных измерительных приборов под давлением, не останавливая работу фонтанной скважины. При эксплуатации скважины на буферную задвижку устанавливают буферную заглушку с манометром 10.

Рисунок 9.1 – Фонтанная арматура тройниковая:

1 — крестовик, 2, 4 — переводные втулки, 3 — тройник, 5 — переводная катушка, 6 — центральная задвижка, 7 — задвижки, 8 — штуцеры,

9 — буферная заглушка, 10 — манометр, 11—промежуточная задвижка,

12 — задвижка, 13 — тройники, 14 — буферная задвижка

Все задвижки фонтанной елки, кроме задвижек на одной из выкидных линий, при работе скважины должны быть открыты. Центральную задвижку 6 закрывают лишь в аварийных случаях, направляя жидкость через межтрубное пространство в выкидные линии трубной головки.

Для регулирования режимов работы фонтанных скважин созданием противодавления на забое на выкидах фонтанной елки устанавливают различной конструкции штуцеры 8, которые представляют собой втулки с калиброванными отверстиями от 1,5 до 20 мм.

Фонтанную арматуру различают между собой по прочностным и конструктивным признакам: по рабочему или пробному давлению, размерам проходного сечения ствола, конструкции фонтанной елки и числу спускаемых в скважину рядов фонтанных труб, виду запорных устройств.

Фонтанная арматура рассчитана на рабочее давление 7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа. По размерам проходного сечения фонтанной елки фонтанную арматуру выпускают с диаметрами от 50 до 150 мм. Арматура с диаметрами 100 и 150 мм предусмотрена для высокодебитных газовых скважин.

По конструкции фонтанной елки фонтанную арматуру выпускают тройникового (рисунок 9.1) и крестовикового (рисунок 9.2) типов, а по числу спускаемых в скважину рядов фонтанных труб – однорядную и двухрядную.

Рисунок 9.2 – Фонтанная арматура крестовиковая:

1 — манометры; 2 — крановые задвижки; 3, 6 — крестовик; 4 — катушка;

5 — патрубок; 7 — колонная головка; 8 — уплотнительное кольцо.

Схемы фонтанной арматуры регламентированы ГОСТ 13846-84. В соответствии с указанным стандартом установлено шесть типов схем фонтанной арматуры: четыре – тройниковые, две – крестовые (рисунок 9.3).

Как видно из рисунков, фонтанная арматура крестовикового типа значительно ниже арматуры тройникового типа, в связи с чем более удобна в эксплуатации и менее металлоемка. Но она имеет существенный недостаток – при выходе из строя стволового крестовика приходится глушить скважину или перекрывать центральную задвижку. Поэтому крестовикового типа фонтанную арматуру не рекомендуется применять при эксплуатации пескопроявляющих скважин.

По виду запорных устройств фонтанную арматуру выпускают с задвижками (рисунок 9. 1) или с запорными кранами (рисунок 9.2).

Рисунок 9.3 – Типовые схемы фонтанной арматуры скважин:

1 – манометр; 2 – запорное уст­ройство к манометру;

3 — фланец под манометр; 4 – запорное устройство;

5 – тройник, крестовина; 6 – дроссель; 7 — переводник труб­ной головки;

8 – отводный фланец; 9 – трубная головка

Фланцевые катушки – предназначены для соединения составных элементов устьевого оборудования.

Манифольды – предназначены для соединения выкидов арматуры с трубопроводами промысловых установок, рассчитаны на рабочее давление, равное 14-35 МПа.

2. Подземное оборудование газовых скважин. Основные элементы. Их назначение.

При эксплуатации скважин большое внимание должно уделяться надежности, долговечности и безопасности работы, предотвращению открытых газовых фонтанов, защите среды обитания. Этим условиям должны удовлетворять как конструкция газовой скважины, так и оборудование ее ствола и забоя.

Подземное оборудование ствола скважины позволяет осуществлять:

1) защиту скважины от открытого фонтанирования;

2) освоение, исследование и остановку скважины без задавки ее жидкостью;

3) воздействие на призабойную зону пласта с целью интенсификации притока газа к скважине;

4) эксплуатацию скважины на установленном технологическом режиме;

5) замену колонны насосно-компрессорных (фонтанных) труб без задавки скважины жидкостью.

Схема компоновки подземного оборудования скважины показана на рисунке 10.1. Основное эксплуатационное подземное оборудование газовой скважины включает в себя:

- обсадные колонны;

- колонна насосно-компрессорных труб (НКТ);

- разобщитель (пакер);

- ниппель;

- циркуляционный клапан;

- ингибиторный клапан;

- устройство для автоматического закрытия центрального канала скважины, которое включает в себя забойный клапан-отсекатель, уравнительный клапан, переводник и замок;

- аварийный, срезной клапан;

- разъединитель колонны НКТ;

- хвостовик.

Дополнительное рабочее оборудование для работы с клапанами-отсекателями включает в себя различный инструмент и принадлежности канатной техники для управления подземным оборудованием.

Обсадные колонны должны обеспечивать прочность и герметичность ствола скважины. Они представляют собой стальные бесшовные трубы, применяемые для крепления нефтяных и газовых скважин. Диаметр этих труб – от 114 до 508 мм. Трубы по точности и прочности выпускают в двух исполнениях (А и В) из сталей групп прочности Д, К, Е, Л, М, Р, Т. Длина труб составляет 9,5-13,0 м.

Колонна фонтанных труб, спускаемых в скважину, служит для подъема жидкости или газа на поверхность, предохранения колонны обсадных труб от коррозионного и эрозионного износа при добыче углеводородов, регулирования режима работы фонтанной скважины, предупреждения образования на забое столба воды или песчаной пробки, для промывки скважины и обработки призабойной зоны пласта с применением различных методов воздействия; предохранения обсадной колонны от высокого давления, возникающего при обработке скважины.

Рисунок 10. – Схема компоновки подземного оборудования газовой скважины

1 – пакер; 2 – циркуляционный клапан; 3 – ниппель; 4 – забойный клапан-отсекатель с уравнительным клапаном; 5 – разъединитель колонны НКТ; 6 – ингибиторный клапан; 7 – аварийный срезной клапан; 8 – НКТ; 9 – жидкий ингибитор коррозии и гидратообразования; 10 – хвостовик.

Для оборудования фонтанных скважин применяют бесшовные, т. е. цельнотянутые насосно-компрессорные трубы диаметром 38, 50, 63, 73, 89, 102 и 114 мм с толщиной стенок от 4 до 7 мм, длиной 5,5-10 м (в среднем 8 м). Трубы изготавливают из сталей групп прочности Д, К, Е, Л, М с высокими механическими свойствами.

Насосно-компрессорные трубы выпускают двух типов: с высаженными наружу концами и гладкие (одинакового размера по всей длине). Между собой насосно-компрессорные трубы соединяются с помощью муфт.

Разобщитель ( пакер)предназначен для постоянного разъединения пласта и затрубного пространства скважиныс целью защиты эксплуатационной колонны и НКТ от воздействия высокого давления, высокой температуры и агрессивных компонентов (H₂S, СО₂), входящих в состав пластового газа. Его устанавливают над эксплуатационным объектом, из которого ведут добычу природных углеводородов.

Пакеры используются в обсадной колонне нефтяных и газовых скважин при их эксплуатации и ремонте; для разобщения продуктивного пласта с водоносными нижележащими пластами; для разобщения двух или более продуктивных горизонтов при их одновременной раздельной эксплуатации.

Для заякоривания и центрирования скважинного оборудования в эксплуатационной колонне служат специальные устройства – якоря.

Ниппель служит для установки, фиксирования и герметизации в нем забойного клапана-отсекателя. Он спускается в скважину на колонне НКТ и устанавливается обычно выше пакера.

Циркуляционный клапан обеспечивает временное сообщение центрального канала с затрубным пространством с целью осуществления различных технологических операций: освоения и задавки скважины, промывки забоя, затрубного пространства и колонны НКТ, обработки скважины различными химическими реагентами и т. д. Клапан устанавливается в колонне НКТ во время ее спуска в скважину и извлекается вместе с ней.

Ингибиторный клапан предназначен для временного сообщения затрубного пространства скважины с внутренним пространством колонны НКТ при подаче ингибитора коррозии или гидратообразования в колонну. Клапан устанавливается в колонне НКТ во время ее спуска и извлекается вместе с ней.

Устройство для автоматического закрытия центрального канала скважины предназначено для временного перекрытия скважины у нижнего конца колонны фонтанных труб при аварийных ситуациях или ремонте оборудования устья. Оно может устанавливаться в различных местах в НКТ.

Клапаны-отсекатели предназначены для автоматического перекрытия колонны лифтовых труб и отсечения потока добываемой продукции скважины при нарушении установленного технологического режима ее эксплуатации в результате повреждения или полного разрушения устьевого оборудования, нарушения герметичности эксплуатационной колонны скважины, затрубное пространство которой перекрыто пакером.

При обустройстве скважины пакер и клапан-отсекатель устанавливаются непосредственно над продуктивным горизонтом.

Аварийный срезной клапан предназначен для глушения (задавки) оборудованной пакером скважины в аварийной ситуации через затрубное пространство, когда нельзя открыть циркуляционный клапан при помощи проволочного приспособления. Устанавливается с колонной НКТ.

Для улучшения выноса твердых частиц и жидкостей с забоя скважины в фильтрованную часть пласта на забой скважины спускается хвостовик.

С помощью спускного инструмента с использованием канатной техники скважинное оборудование спускают и укрепляют внутри скважины (обсадной колонны).

3. Оборудование для совместной эксплуатации нескольких пластов.

Многие газовые и газоконденсатные месторождения являются многопластовыми. Разработку и эксплуатацию таких месторождений можно осуществлять двумя методами:

1) каждый газовый пласт эксплуатировать самостоятельными сетками скважин;

2) одновременно, но раздельно два или три пласта эксплуатировать одной скважиной.

Второй метод получил название одновременной раздельной эксплуатации (ОРЭ) двух или более пластов одной скважиной. Он имеет ряд преимуществ:

- уменьшается число скважин;

- ускоряется ввод в эксплуатацию новых залежей;

- уменьшаются капитальные вложения в строительство скважин и поверхностное оборудование;

- сокращается численность обслуживающего персонала.

Недостатками ОРЭ являются затруднения:

- исследования пластов в таких скважинах;

- воздействия на призабойную зону с целью увеличения производитель-ности пластов;

- проведения ремонтных работ в скважине.

Сущность раздельной эксплуатации двух газовых пластов одной скважиной состоит в том, что пласты, разобщенные в обсадной колонне с помощью пакера, эксплуатируются по отдельным каналам. При этом их продукция не смешивается. Пласты выбираются таким образом, чтобы они были разделены непроницаемыми породами достаточной толщины и характеризовались отсутствием перетока газа между ними.

Основной элемент оборудования, обеспечивающий возможность раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной, - это разобщитель (пакер). Пакеры создают сальниковое уплотнение в межтрубном кольцевом пространстве между обсадной колонной и колонной фонтанных труб. Пакер устанавливают ниже верхнего газоносного пласта и закрепляют внизу колонны фонтанных труб (рисунок 10.2.а).

Рисунок 10.2 – Принципиальные схемы ОРЭ:

а) – эксплуатация двух пластов с одним пакером;

б) – эксплуатация трех пластов с двумя пакерами;

в) – эксплуатация трех пластов с тремя пакерами

Созданы специальные установки, которые допускают эксплуатацию верхнего пласта по затрубному пространству, нижнего – по фонтанным трубам, а при необходимости – эксплуатацию обоих пластов по фонтанным трубам (рисунок 10.2.а-в).

Продукция разных пластов доставляется на поверхность раздельно, что позволяет не смешивать разносортные (например, с сероводородом и без него) газы. Более того, одновременно можно добывать из одного пласта нефть, а из другого - газ. В этом случае, различ­ными могут быть и способы эксплуатации разных пластов. Согласно принятой терминологии принято для краткости именовать ту или иную технологическую схему совместной эксплуатации названием способа эксплуатации сначала нижнего, а затем верхнего пласта. На­пример, схема «насос-фонтан» означает, что нижний пласт эксплуатируется насосным способом, а верхний – фонтанным (для нефтяных месторождений). Если только фонтанный, то – «фонтан-фонтан».

Возможности раздельной эксплуатации пластов через одну скважину существенно зависят от диаметра эксплуатационной колон­ны. Если он мал (меньше 168 мм), то диаметры подъемных труб невелики и их гидравлическое сопротивление является повышенным, что отрицательно сказывается на дебите скважин.

3. Осложнения, возникающие в процессе добычи газа, и мероприятия по их устранению.

При эксплуатации газовых скважин возникают различные проблемы, приводящие к осложнениям в работе как добывающих, так и нагнетательных скважин.

К основным видам осложнений можно отнести следующие:

- образование песчаных пробок на забое или в стволе скважины;

- образование гидратов;

- коррозия оборудования;

- скопление воды на забое.

Борьба с образованием песчаных пробок — одна из старейших проблем нефтегазовой промышленности.

Если продуктивный пласт сложен рыхлыми неустойчивыми породами (песок), то при эксплуатации скважин с большим дебитом возможно разрушение призабойной зоны. Твердые частицы, выносимые из пласта, способствуют разъеданию подземного и наземного оборудования, что приводит к усиленному износу эксплуатацион­ного оборудования.

Песок, поступающий в скважину, осаждаясь на забое, образует пробку, которая сущест­венно снижает текущий дебит скважины. Удаление пробки с забоя требует трудоемких ремонтных работ и связано с не­избежными потерями добычи углеводородов.

Существующие методы борьбы с образованием песчаных пробок можно разделить на три группы:

1) предотвращение поступле­ния песка в скважину (использование трубных или гравийных фильтров на забое скважины; крепление неустойчивых пород призабойной зоны пласта);

2) вынос песка с забоя на поверхность и приспособление оборудования к работе в пескопроявляющих скважинах (задают высокие дебиты скважин, подбирают соответствующие диаметры труб и конструкции подъемников при фонтанной эксплуатации);

3) ликвидация песчаных пробок (песчаные пробки периодически промывают жидкостью или чистят гидробуром).

Борьба с образованием гидратов.

Природные газы в условиях пласта насыщены парами воды. Движение газа в пласте, скважине и газопроводах сопровождается уменьшением его температуры и давления. Пары воды конденсируются и скапливаются в скважине и газопроводах. При определенных условиях каждая молекула компонентов углеводородного газа (метан, этан, пропан, бутан) способна связать от 6 до 17 молекул воды, например, СН₄*6Н₂О; С₂Н₆*8Н₂О; С₃Н₈*17Н₂О. Таким образом, образуются твердые кристаллические вещества, называемые кристаллогидратами.

По внешнему виду гидраты похожи на снег или лед. Это неустойчивые соединения и при нагревании или понижении давления быстро разлагаются на газ и воду.

Образующиеся гидраты могут закупоривать скважины, газопроводы, сепараторы, нарушать работу измерительных приборов и регулирующих средств.

Борьбу с гидратами можно вести в двух направлениях: предупреждение их образования и ликвидация.

Для предупреждения гидратообразования необходимо создать безгидратный режим работы скважины. Для этого должны выполняться условия:

р ≤ p_p; T ≥ T_p,

где p_p и T_p – равновесные давление и температура гидратообразования; причем для призабойной зоны принимаются условия на забое, а для ствола скважины – условия на устье. Величины p_p и T_p определяют экспериментально.

Если безгидратный режим невозможно обеспечить, например, когда скважина расположена в зоне вечной мерзлоты, то образование гидратов можно предупредить с помощью применения ингибиторов гидратообразования. Ингибитор снижает температуру гидратообразования. Основные ингибиторы, применяемые в газовой промышленности, - метиловый спирт (метанол), хлористый кальций, гликоли (этиленгликоль, диэтиленгликоль, триэтилен-гликоль).

Ввод ингибитора в скважину осуществляется, в основном, через затрубное пространство. Используются и другие методы предупреждения образования гидратов: применение забойных нагревателей, теплоизолированных стволов скважины, гидрофобного покрытия труб.

Для предотвращения образования гидратов и их ликвидации можно применить подогрев газа путем теплообмена с горячей водой, паром или дымовыми газами.

Если гидратная пробка уже образовалась, то для ее удаления в системе резко снижают давление. Это приводит к разложению гидратов, которые затем выносят продувкой через отводы в атмосферу.

Борьба с коррозией.

На месторождениях, в составе газа которых присутствуют сероводород и углекислый газ, возможна интенсивная коррозия оборудования. Коррозия зависит от концентрации среды агрессивных компонентов в газе, давления и температуры среды, скорости потока, минерализации воды, применяемого материала оборудования.

На практике в таких условиях применяют оборудование, изготовленное из коррозионностойких материалов или эксплуатацию осуществляют с подачей антикоррозионных ингибиторов.

Борьба с бводнением газовых скважин.

Значительные осложнения вызывает поступление воды в скважину.

Обводнение добывающих газовых скважин при водонапорном режиме — процесс естественный и закономерный, происходящий вследст­вие продвижения ГВК во внутреннюю область залежи, ранее насыщенную газом.

С целью уменьшения содержания воды в извлекаемой продукции и продления сроков безводного периода фонтанирования эксплуатацию скважин проводят при ограниченных дебитах.

Для предупреждения скопления воды на забое и обеспечения выноса ее на поверхность увеличивают скорости подъема жидкости из скважины, спуская фонтанные трубы до забоя. О скоплении воды на забое судят по уменьшению давления, как в межтрубном пространстве, так и в подъемных трубах, что контролируется манометрами, установленными на выкиде трубной головки и на буфере фонтанной елки.

Дата добавления: 2015-08-29