4 Техника и технология  эксплуатации нефтяных  скважин

     4.1Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин

     По  семи фонтанным скважинам, перебывавшим в эксплуатации в период 2000-2002 гг.,  добыто 6.6 тыс.т нефти или 0.2% от всей добычи по

     Приобскому месторождению за указанный период. Дебиты фонтанных скважин меняются в интервале 0.1-10.3 т/сут, при этом только три скв.376, 7k и 9108 работали соответственно с дебитами 6.0, 6.8 и 10.3  т/сут. Остальные скважины имели дебиты около 1 т/сут, что свидетельствует о недостаточности текущего пластового давления, а также низком газовом  факторе для эффективного фонтанирования. Коэффициент продуктивности составил по скв. 376 - 0.18, по скв. 9108 – 0.64 м³/сут.МПа, забойное давление  16.4 и 26.4 МПа и буферное давление 1.4 и 2.0 МПа соответственно. Максимальный потенциальный дебит не превышает 20 м3/сут, что свидетельствует о низких коллекторских свойствах пласта (низкая проницаемость, небольшой коэффициент продуктивности) или положительном скин-факторе в этих скважинах.  По состоянию на 01.01.2003 г. скв.119 из-за высокой обводненности переведена в пьезометр,  скв.376, 7k и 9051 в бездействии (ремонт нефтепровода), скв. 120, 1845 и 9108 остановлены. При переводе фонтанных скважин на механизированный способ эксплуатации дополнительно требуется уточнение проницаемости, а также проведение ГТМ по снижению скин-фактора для успешной эксплуатации насосами.

     Вывод: эксплуатация скважин фонтанным  способом неэффективна ввиду недостижения проектных значений дебитов и  забойного давления. После проведения ГТМ (увеличение плотности перфорации, вскрытие новых интервалов, ОПЗ и т.д.), необходимо перевести скважины на механизированную добычу. 
 
 

     4.1.1 Оборудование фонтанных скважин

     В пробуренных эксплуатационных скважинах  оборудуют как забойную (в зоне продуктивного пласта), так и устьевую часть, выходящую на поверхность. Если продуктивный пласт сложен достаточно прочными породами, то применяют  "открытый" забой. В этом случае эксплуатационная обсадная колонна доводится до верхней границы продуктивного пласта, а сам пласт вскрывается на всю мощность. Если породы продуктивного пласта неустойчивые, рыхлые, то забой укрепляют обсадными трубами с креплением (цементированием) затрубного пространства. Приток нефти в скважину обеспечивают пробивкой отверстий (перфорацией) обсадной трубы и цементного кольца в зоне продуктивного пласта (обычно десять отверстий на один метр).

     

     Рисунок 4.1.1 - Фонтанная арматура 

     Условия эксплуатации фонтанных скважин  требуют герметизации их устья, разобщения межтрубного пространства, направления продукции скважин в пункты сбора нефти и газа, а также при необходимости полного закрытия скважины под давлением. Оборудование любой скважины, в том числе фонтанной, должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвращения аварийных ситуаций. Оно подразделяется на земное (устьевое) и скважинное (подземное).

     К наземному оборудованию относят  фонтанную арматуру и манифольд. Фонтанной арматурой оборудуют фонтанные нефтяные и газовые скважины. Ее устанавливают на колонную головку. Фонтанная арматура изготавливается по ГОСТ 13846-89.

     Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам.  Эти  признаки включают в шифр фонтанной арматуры.

     Фонтанная арматура включает трубную обвязку (головку) и фонтанную елку с запорными  и регулирующими устройствами.

     Трубная обвязка - часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на колонную обвязку, предназначена для обвязывания  одного или двух скважинных трубопроводов, контроля и управления потоком скважинной среды в затрубном (межтрубном) пространстве.

     Скважинный  трубопровод своим верхним концом закрепляется в катушке-трубодержателе, устанавливаемой на трубную головку, либо в муфте-трубодержателе, устанавливаемой в корпусе трубной головки.

     Конструкция фонтанной арматуры обеспечивает возможность  измерения давления на верхнем буфере елки, а также давления и температуры  среды на буфере бокового отвода елки и трубной головки. Стандартами  предусмотрено изготовление блочных фонтанных арматур, а также укомплектование по необходимости фонтанных арматур автоматическими предохранительными и дистанционно управляемыми устройствами.

     Фонтанная елка – часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на трубную обвязку, предназначена для контроля и регулирования потока скважинной среды в скважинном трубопроводе и направления его в промысловый трубопровод. Типовые схемы фонтанных елок приведены на рисунок 4.1.2

     Тройниковые - схемы 1, 2, 3 и 4; крестовые - схемы 5 и 6 (1 - переводник к трубной головке; 2 - тройник; 3 - запорное устройство; 4 - манометр с запорно-разрядным устройством; 5 - дроссель; 6 - ответный фланец; 7 - крестовина)

     Рисунок 4.1.2 - Типовые схемы фонтанных елок

     При оборудовании скважины двумя концентрическими колоннами НКТ (двухрядная конструкция подъемника) трубы большего диаметра подвешиваются на резьбовом соединении нижнего тройника (крестовина), который устанавливается на крестовину, герметизирующую затрубное пространство.

     Трубы меньшего диаметра подвешиваются на резьбе переводника (стволовой катушки),  размещаемом  над  тройником  (крестовиком).

     Типовые схемы фонтанных елок (рисунок 4.1.2) включают либо один (схемы 3 и 1), либо два (схемы 2 и 4) тройника (одно и двухъярусная арматура), либо крестовину (крестовая арматура – схемы 5 и 6).

     Двухструнная (двухъярусная тройниковая и крестовая) конструкция елки целесообразна  в том случае, если нежелательны остановки скважины, причем рабочей  является верхняя или любая боковая  струна, а первое от ствола запорное устройство – запасным. Сверху елка заканчивается колпаком (буфером) с трехходовым краном и манометром.

     Типовые схемы фонтанной арматуры приведены  на рисунке 4.1.3. Монтаж-демонтаж фонтанной арматуры на устье скважины производится автомобильными кранами или другими подъемными механизмами.

     Запорные  устройства фонтанной арматуры изготовляются  трех типов: пробковые краны со смазкой; прямоточные задвижки со смазкой  типа ЗМ и ЗМС с однопластинчатым и ЗМАД – с двухпластинчатым шибером. Задвижки типов ЗМС и ЗМАД имеют модификации с ручным и пневмоприводом.

     При всех способах эксплуатации скважин  подъем жидкости и газа на поверхность  происходит по специальным трубам НКТ, спускаемым в скважины перед началом  эксплуатации (в фонтанирующих скважинах  опускаются до фильтра). Согласно ГОСТ 633-80 предусмотрены следующие условные размеры (по внешнему диаметру): 27, 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102 и 114 мм с толщиной стенок от 3 до 7 мм. Длина труб 5÷10 м.

     

     1 – фонтанная елка; 2 – трубная обвязка

     Рисунок 4.1.3 - Типовые схемы фонтанной арматуры

     Трубы бесшовные, из сталей с высокими механическими  свойствами, на обоих концах резьба, соединяются между собой муфтами. Отечественные НКТ изготавливают 4

     типов. НКТ могут быть изготовлены из алюминиевого сплава марки Д16. Применяют фиберговые трубы, а также безрезьбовые (гибкие) НКТ на барабанах длиной до 6000 м.

     Предельная  глубина спуска одноразмерной равнопрочной колонны труб (L_доп), исходя из расчета только на растяжение от собственной силы тяжести, определяют по формуле:

      ,

     и для гладких труб (по страгивающей нагрузке резьбового соединения):

      ,

       где    L_доп - допустимая длина подвески труб, м;

                d_m - предел текучести материала труб при растяжении, Па (373÷930МПа)

                К  - коэффициент прочности, К=1,5;

                r - плотность материала труб, кг/м³ (для стали r = 7800÷7860);

                Q_стр - страгивающая нагрузка для труб в Н (для НКГ диаметром 73 мм, стали Д Q_стр = 278 кН);

                q_тр - масса 1 м труб, кг. 

     4.2 Оборудование для предусмотрения открытых фонтанов

     Для предупреждения открытых фонтанов при  эксплуатации фонтанных скважин  применяются комплексы типа КУСА и КУСА-Э. Они могут обслуживать  от одной до восьми скважин в случае разгерметизации устья, при отклонении от заданных параметров (давления, дебита) работы скважин и при возникновении пожара.

     Основные  элементы комплексов – пакер, скважинный клапан-отсекатель, устанавливаемый внутрь НКТ на глубине до 200 м, и наземная станция управления. Управление клапаном-отсекателем может быть пневмо- (тип КУСА) или электрогидравлическим (типа КУСА-Э).

     Запорным  органом служит хлопушка или шар.

     Клапан-отсекатель (также и задвижка арматуры) может  быть закрыт со станции управления принудительным путем или дистанционно с пульта диспетчера, связанного со станцией управления посредством промысловой телемеханики.

     Имеются еще автоматические клапаны-отсекатели, срабатывающие при увеличении дебита скважины выше заданного. Они устанавливаются  на НКТ. Автоматизация фонтанной  скважины предусматривает и автоматическое перекрытие выкидной линии разгруженным отсекателем манифольдным типа РОМ-1. Отсекатель срабатывает автоматически при повышении давления в трубопроводе на 0,45 МПа

     (образование  парафиновой пробки) и при понижении  давления до 0,15 МПа (порыв трубопровода).

     Для обеспечения длительной и бесперебойной  работы скважин в фонтанном режиме эксплуатации большое значение имеет  регулирование  пластовой энергии  за счет изменения объема нефти, поступающего из скважины и называемого дебитом скважин. Для ограничения дебита скважин в боковом отводе фонтанной елки устанавливается сменный штуцер-вставка из износостойкого материала с калиброванным отверстием строго определенного диаметра. Диаметр штуцера определяет количество поступающей из скважины нефти в зависимости от принятого режима работы скважины. Обычно диаметр штуцера равен 3 ¸ 15 мм и больше. Могут применяться быстро-сменяемые и быстрорегулируемые забойные штуцеры, которые устанавливаются в фонтанных трубах на любой глубине и удерживаются пакерами. Спуск и подъем забойных штуцеров осуществляется на стальном канате при помощи лебедки. Комплекс устьевого фонтанного оборудования показан на рисунке 4.2.1

     

     1 – оборудование обвязки обсадных колонн;2 – фонтанная арматура; 3 – манифольд; 4 – станция управления арматурой

     Рисунок 4.2.1 - Комплекс устьевого фонтанного оборудования

     Эксплуатация  скважин ШСНУ

     Установками штанговых насосов оборудованы 21 скважина. За период 2000-2002 гг. в эксплуатации находилось 19 насосов, которые представлены двумя типоразмерами: НГН44 и НГН32. Из скважин, оборудованных УШСН, за период 2000-2002 гг. добыто 16.8 тыс.т нефти или 0.4% от всей добычи за  указанный период. 

     4.3 Штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ)

     Две трети фонда (66%) действующих скважин  стран СНГ (примерно 16,3% всего объема добычи нефти) эксплуатируются ШСНУ. Дебит скважин составляет от десятков килограммов в сутки до нескольких тонн. Насосы спускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м., а в отдельных скважинах на 3200 ¸ 3400 м.

     ШСНУ  включает:

     1. Наземное оборудование: станок-качалка  (СК), оборудование устья.

     2. Подземное оборудование: насосно-компрессорные  трубы (НКТ), насос-ные штанги (НШ), штанговый  скважинный насос  (ШСН) и различные защитные  устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.