Конструкция эксплуатационных скважин. Устьевое и скважинное оборудование для фонтанного способа добычи нефти и газа

Чтобы получить полную информацию, подпишись на нас Vk.com/enciklopediyatehniki

Конструкция эксплуатационных скважин зависит от природных особенностей, количества эксплуатируемых продуктовых пластов (их может быть до 5), их режима функционирования (фонтанный, компрессорный, насосный), пластового давления, дебита (расхода) добываемых нефти, газа и пластовой воды, их химического состава, структуры геологических пород, через которые проходит скважина, от ее глубины и др.

Уже при бурении стенки скважины укрепляются обсадными колоннами в количестве от 3 до 5 в зависимости от структуры геологических пород и глубины скважины. Все обсадные колонны (начиная со второй) должны быть закреплены, т. е. подвешены с помощью наземного оборудования обвязки обсадных труб, называемого головкой скважины. Головка скважины представляет собой комплекс устройств в виде цилиндрического корпуса с двумя фланцами, которые называют колонными головками. Каждая обсадная колонна состоит из обсадных труб длиной 6-10 м, соединяемых между собой резьбой специального профиля. Верхняя труба обсадной колонны опирается с помощью клиньевых или муфтовых подвесок конической формы в конической расточке (седле) внутренней поверхности корпуса соответствующей колонной головки. К примеру, головка скважины большой глубины (более 5 км) для рабочего давления 70 МПа, предназначенная для обвязки пяти обсадных колонн диаметром 426, 377, 299, 219 и 168 мм, может иметь вертикальный габарит 2-3 м и массу 3-8 т. Внутри последней по счету обсадной эксплуатационной колонны опускается колонна насосно-компрессорных (подъемных) труб, наружный диаметр которых может выбираться из следующего ряда: 168, 140, 127, 114, 89, 73 и 60 мм.

По насосно-компрессорным трубам нефть, газ и вода поднимаются из забоя скважины до ее устья. Длина этих труб 6-10 м, они соединяются между собой резьбой специального профиля. Одна колонна насосно-компрессорных труб может иметь трубы одного диаметра или состоять из двух-трех участков труб разного диаметра, причем более глубокие трубы имеют меньший диаметр. Наземное оборудование скважины образует ее устьевое оборудование. В кованном или сварном корпусе колонной головки имеются боковые фланцы или боковые отверстия с резьбой для присоединения манифольдов - боковых патрубков и запорной арматуры (краны, задвижки). Внутри колонной головки располагаются подвески, соединенные с верхом трубы (обсадной или подъемной) резьбой, а также герметизирующие устройства.

Фланцы соединяются шпильками и гайками, применяют также металлические прокладки. Выше верхней колонной головки подъемных труб на фланце крепится фонтанная арматура скважины (фонтанная «елка»), которая может включать в себя тройники, крестовины, переводники, основную запорную арматуру, регулирующий дроссель, боковые отводы с запорной арматурой, манометры, термометры. Основная запорная арматура, как и запорная арматура на боковых отводах (манифольдах), обычно состоит из двух (иногда трех) последовательно соединенных задвижек, которые работают только в одном из двух режимов: закрыто-открыто. Таким образом, головка скважины предназначена для подвешивания обсадных колонн и колонн подъемных труб, для разобщения межколонных пространств, для проведения ряда технологических операций (нагнетание промывных растворов, ингибиторов коррозии и гидратообразования и др.), для установки противовыбросного оборудования - превентора (ов) (в процессе бурения скважины) и фонтанной арматуры (в процессе эксплуатации скважины).

Фонтанная арматура предназначена для герметизации устья скважины, контроля и регулирования режима ее эксплуатации, для проведения различных технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Задвижки имеют дистанционное автоматическое управление (пневмопривод) и дублирующее ручное управление. Технические характеристики скважинных головок и фонтанной арматуры должны обеспечивать их надежную и долговечную эксплуатацию при рабочих давлениях до 70 МПа и даже иногда до 100 МПа. Рабочие потоки могут быть агрессивными и содержать механические примеси абразивной породы, температура потоков достигает иногда 100 °С (и даже 150-250 °С для определенных технологических операций).

Совершенствование промыслового оборудования высокого давления (устьевого и скважинного) происходит в направлении уменьшения его размеров и массы. Например, головку скважины, обычно соединенную на фланцах из множества колонных головок, можно изготовить в виде одного моноблока, который содержит внутри все устройства для подвешивания и герметизации труб, а также имеет отверстия для присоединения всех боковых манифольдов. В современных скважинах используют трубы и инструмент (приспособления) небольшого диаметра. Широко применяют быстроразъемные хомутовые соединения с металлическими кольцевыми прокладками, уплотняемыми внутренним давлением, в узлах оборудования высокого давления на нефтяных и газовых промыслах в северных районах и под водой, т. е. в экстремальных условиях, где ограничено время сборки и разборки, и это дает значительный эффект по сравнению с фланцевыми соединениями. В середине 60-х годов XX в. в США 90 % скважин имели по одной подъемной колонне насосно-компрессорных труб. Остальные скважины были оборудованы двумя (90 %) и тремя (10 %) параллельными подъемными колоннами. Сейчас есть скважины, в которых используют до пяти подъемных колонн для одновременной добычи нефти из пяти продуктовых пластов. Подъемные колонны могут быть концентрично расположены одна в другой или могут быть параллельными. В этом случае диаметры подъемных труб должны быть равными 73, 60, 52, 48, 42, 33 мм. Иногда применяют для скважин в режимах фонтанирования или насосной откачки нефти подъемную колонну из сваренных между собой труб диаметром от 73 до 33 мм. Такая гибкая подъемная колонна длиной до 5,5 км «наматывается» на гигантский барабан диаметром 10 м.

Насосно-компрессорные (подъемные) трубы изготавливают из коррозионно-стойкой высокопрочной стали, концы труб соединяются специальной резьбой. Предложено много (особенно за рубежом) разновидностей резьбовых соединений и их типоразмеров для обсадных и подъемных труб (Американский нефтяной институт - API, «Hydril», «Spang Seal», «Extreme Line», «Buttress», «Hadry Griffin», «Vallourec», «Armco», «Atlas Bradford» и др.).

Часто на внутреннюю поверхность труб наносят защитные покрытия (лаки, эмали, стекло, эпоксиды) для борьбы с коррозией, отложениями солей и твердых парафинов. Чистота механической обработки внутренней поверхности (шероховатость) труб или слоев защитных покрытий не должна превышать 2-3 мкм (полирование), что особенно эффективно против отложений твердых парафинов. Применяют облегченные трубы из высокопрочных сплавов на основе алюминия и даже титана для глубоких скважин.

К конструкциям скважинного оборудования, располагаемого в нижней части скважины в призабойной зоне, предъявляются определенные требования. Небольшой диаметр подъемных труб ограничивает и наружный диаметр всего скважинного оборудования, которое крепится друг к другу резьбовыми соединениями. Соединения должны гарантировать герметичность и долговечность, а также при необходимости разборку (развинчивание) оборудования и его подъем из скважины. В комплект скважинного оборудования входят приспособления и устройства, которые могут быть использованы в будущем (например, после режима фонтанирования скважины требуется переход к компрессорной (газлифтной) добыче нефти, а потом к насосной откачке нефти). Комплекты скважинного оборудования различаются в зависимости от особенностей скважины, пластового давления нефти и газа и других факторов. Однако в любом случае комплект скважинного оборудования обычно включает в себя следующее оборудование (в направлении вниз к забою): кла-пан-отсекатель, циркуляционные клапаны, телескопическое соединение, разъединитель колонны, газлифтные клапаны, ингибиторные клапаны, скважинную камеру, пакер, фильтр. По высоте предусматриваются различные посадочные ниппели, замки и карманы, переводники, пробки, приспособления для захвата, поворота, опускания и подъема оборудования.

Клапаны-отсекатели предназначены для перекрытия подъемных труб фонтанирующих скважин при разгерметизации устья, при увеличении дебита скважин выше заданного, при возникновении пожара на устье. Клапаны циркуляционные применяют для сообщения и разобщения затрубного пространства с внутренней полостью подъемных труб при проведении различных технологических операций с целью освоения и эксплуатации скважин. Клапаны ингибиторные позволяют подавать из затрубного пространства в полость подъемных труб ингибиторы разного назначения. Телескопическое соединение служит для компенсации температурных изменений длины колонны подъемных труб. Газлифтные клапаны предназначены для автоматического регулирования поступления газа, нагнетаемого из затрубного пространства, в колонну подъемных труб при добыче нефти компрессорным (газлифтным) способом. Скважинные камеры применяют для посадки газ-лифтных и ингибиторных клапанов при эксплуатации нефтяных скважин фонтанным или газлифтным способами.

Пакеры для разобщения продуктовых пластов (если их больше одного) и изоляции эксплутационной обсадной колонны от воздействия добываемой нефти и газа в процессе эксплуатации нефтяных, газовых и нагнетательных скважин, а также при проведении ремонтно-профилакти-ческих работ. Пакер - основной элемент скважинного оборудования. Он опускается в скважину на колонне подъемных труб и служит обычно опорой нижнего конца подъемной колонны. Пакер должен выдерживать максимальный перепад (вниз и вверх) давлений, действующих на него в экстремальных условиях и называемых рабочим давлением. Якори пакера - это устройства, обеспечивающие заякоривание (фиксацию) самого пакера и посредством него всей колонны подъемных труб за внутреннюю поверхность обсадной колонны. Пакер соединяется с разъединителем колонны (длиной 1,5-3 м) для возможного отсоединения подъемных труб, установленных над пакером. Конструкции пакеров очень разнообразны, они могут иметь верхнее и нижнее заякоривающие устройства. Длина пакера может достигать 2-4 м и масса 100-140 кг.

Требования к конструкциям пакеров чрезвычайно жесткие. Обычно пакеры являются постоянным скважинным оборудованием, оставляемым в призабойной зоне скважины в течение долгого срока ее эксплуатации. Однако для скважин средней глубины применяют иногда пакеры съемные, которые могут быть в принципе извлечены из скважины. Известные зарубежные фирмы - изготовители пакеров и другого устьевого и скважинного оборудования: «Cameron», «Baker»,«Brown», «Guiberson»,«Halliburton», «Otis»,«Cameo» и др. Большинство изготовителей придерживаются стандартов Американского нефтяного института - API, к тому же являющегося организацией, которая в настоящее время сертифицирует машиностроительное производство в целом и отдельные изделия для нефтяной и газовой промышленности практически во всем мире.



Реферат "Конструкция эксплуатационных скважин. Устьевое и скважинное оборудование для фонтанного способа добычи нефти и газа" курсовая работа.

Чтобы получить полную информацию, подпишись на нас Vk.com/enciklopediyatehniki