Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 [ 39 ] 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70

Поскольку расход газа обусловлен притоком нефти в соответствии с уравнением (7.15), давление pi связано с Рз, например, формулой (7.21)то Нри постоянных рг, L, а, р, р, 0 для конкретной скважины придем к зависимости

Рис. 7.3. График совместной работы пласта и подъемника при газлифтном фонтанировании

Спод=Спод(рз). (7.24)

Совместное решение зависимостей (7.22) и (7.24) представлено на рис. 7.3. Точки пересечения линий Рпл(Рз) и QnoA(p3) характеризуют совместную согласованную работу пласта и подъемника, в остальных случаях отмечается несогласованная работа (Qпл>Qпoд или Qпл<Qпoд). Причем точке Н соответствует неустойчивая работа, так как малейшие колебания Рз приводят к срыву фонтанирования (точка С) или переходу работы в точку У. Это легко уяснить, увязав изменение рз с изменением уровня жидкости в скважине {p3 = Kpg), например, для скважины второго типа. Если Рпл>Рпод, то происходит накопление притекающей жидкости в стволе и рост рз, а при Qпл<Qпoд - наоборот - уменьшение Рз. В таком понимании точка У -это точка устойчивой совместной согласованной работы пласта и подъемника.

Таким образом, длительное газлифтное фонтанирование возможно только при одном вполне определенном рзу. При изменении P2L, d точка Y будет перемещаться вдоль индикаторной линии Рпл(рз). Однако при некотором сочетании параметров кривая лифтирования Qпoд(Pэ) может не пересекаться с индикаторной линией Рпл(Рз), тогда фонтанирования не будет. Возможные положения кривой лифтирования на рис. 7.3 показаны пунктирной линией.

§ 7.2. ОБОРУДОВАНИЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН

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 наземное (устьевое) и скважинное (подземное).

Наземное оборудование

К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру и манифольд. Фонтанной арматурой оборудуют фонтанные нефтяные и газовые скважины. Ее устанавливают на колонную головку. Фонтанные арматуры изготавливают (ГОСТ 13846-84) по восьми схемам.

Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам. Эти признаки включают в шифр фонтанной арматуры следующим образом: АФХ1Х2Х3-Х4ХХ5Х6Х7, где АФ - арматура фонтанная: Xi - конструктивное исполнение: подвеска НК.Т на резьбе переводника - К; подвеска НКТ на муфте -не обозначается; для скважин, оборудованных ЭЦН - Э; Хг-номер схемы монтажа тройникового и крестового типов по ГОСТ 13846-84 (8 схем); при двухрядной колонне НКТ добавляется буква «а»; Хз -способ управления запорными устройствами: ручной - не обозначается; автоматический- А, дистанционный и автоматический-В; Х4 - условный проход ствола (50, 65, 80, 100 и 150 мм); через дробь указывается условный проход бокового отвода (50, 65, 80 и 100 мм) при несовпадении размеров; Х5- рабочее давление, умноженное на 0,1 МПа (7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа); Хе-климатическое исполнение: для умеренной климатической зоны -не обозначается; для холодной климатической зоны - Хл; Ху - исполнение по коррозионной стойкости для умеренной климатической зоны: Ki - для сред, содержащих СО2 до 6%; Кг - то же, НгЗ- и СО2 до 6 % каждрго; Кз - то же, H2S и СО2 до 25 % каждого; К2И - для арматуры, изготовленной из малолегированной и низкоуглеродной стали с применением ингибитора в скважине. Например, АФК 6 В-100X210 К2 -арматура фонтанная (АФ) с подвеской На резьбе переводника (К) по схеме 6 (крестового типа с однорядной колонной НКТ), с дистанционным и автоматическим управлением задвижек (В), условным проходом ствола и боковых отводов 100 мм, рассчитанная на рабочее давление 21 МПа для умеренной климатической зоны и коррозионной среды (К2).

Фонтанная арматура включает трубную головку и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами. Трубная головка предназначена для подвески насосно-компрессор-ных труб и герметизации пространств между ними и обсадной эксплуатационной колонной. При оборудовании скважины двумя концентричными колоннами НКТ (двухрядная конструкция подъемника) трубы большего диаметра подвешиваются на резьбовом соединении нижнего тройника (крестовины), который устанавливается на крестовину, герметизирующую затрубное пространство. Трубы меньшего диаметра подвешиваются на резьбе переводника (стволовой катушки), размещаемом над

тройником. При однорядной конструкций подъемника нижний тройник н€ ставится и трубы, подвешиваемые к нему, не спускаются. Применяется также муфтовая подвеска труб. Фонтанная елка предназначена для направления потока в выкидную линию, а также для регулирования и контроля работы скважины. Она может включать либо один или два тройника (одно-или двухъярусная тройниковая арматура), либо крестовину (крестовая арматура). Двухструнная (двухъярусная тройниковая и крестовая) конструкция елки целесообразна в том случае, если нежелательны остановки скважины, причем рабочей является верхняя или любая боковая струны, а первое от ствола запорное устройство - запасным. Сверху, елка заканчивается колпаком (буфером) с трехходовым краном и манометром. Для спуска в работающую скважину приборов й устройств вместо буфера ставится лубрикатор. Фонтанную арматуру можно монтировать на устье скважины автомобильными кранами, а также при помощи подъемных механизмов (см. гл. 10). В процессе эксплуатации арматуры с прямоточными задвижками периодически смазывают подшипники шпинделя жировым солидолом, а в корпус задвижки через штуцер в днище набивают уп-лотннтельную смазку ЛЗ-162 или «Арматол-238».

На выкидных линиях после запорных устройств для регулирования режима работы скважины ставят регулирующие устройства (штуцер), обеспечивающие дросселирование потока вследствие изменения площади проходного сечения. Они подразделяются на нерегулируемые и регулируемые.

Нерегулируемый штуцер зачастую представляет собой диафрагму или короткую втулку (насадку) с малым отверстием. Диаметр отверстия штуцера может составлять 5--25 мм. Диаметр отверстия штуцера обычно подбирают опытно при исследовании скважины; имеются также формулы для его оценки. Такой штуцер надежен в эксплуатации и незаменим при наличии песка в продукции.

Быстросменный штуцер состоит из разъемного корпуса, зажимаемого между фланцами на выкидной линии арматуры при помощи шпилек. В корпус вставляется пробка с коническим отверстием под сменную штуцерную втулку. Герметичность обеспечивается резиновыми уплотнениями.

Применяют также более простые штуцеры, которые представляют собой диск толщиной 7-10 мм, в центре которого имеется отверстие с резьбой для завинчивания штуцерной втулки. Для замены штуцера рабочую выкидную линию отключают, а работу скважины переводят на запасную линию, где также установлен требуемый штуцер. Затем снижают давление в рабочей линии до атмосферного давления.

Более удобно применение углового регулируемого дросселя (штуцера). В нем в сменную насадку вращением маховика

С помощью штока вводится наконечник, перекрывающий часть отверстия, а указатель показывает эквивалентный диаметр цилиндрического отверстия. При необходимости иметь нерегулируемый штуцер сборка штОка заменяется заглушкой и устанавливается втулка с конической сменной насадкой, имеющей полнопроходное сечение.

Устьевое (до штуцера) и затрубное давления измеряют с помощью манометров. На фланцах боковых отвоДов трубной головки и фонтанной елки предусматриваются отверстия для йодачи ингибиторов коррозии и гидратообразования в затрубное пространство и ствол елки, а также под карман для термометра.

Манифольд предназначен для обвязки фонтанной арматуры с выкидной Линней (шлейфом), подающей продукцию на групповую замерную установку. Маиифольд монтируют в зависимости от местных условий и технологии эксплуатации. В общем случае они обеспечивают обвязку двух струн с шлейфом, струн с затрубным пространством, струн и затрубного пространства с факелом или амба,ром и т. д.

Подземное оборудование

К подземному оборудованию относятся насосно-компрессорные трубы, которые применяют при всех способах эксплуатации скважии. Их еще называют фонтанными, компрессорными, насосными, подъемными или лифтовыми. ГОСТ 633-80 предусматривает изготовление четырех типов стальных бесшовных насосно-компрессорных труб (НКТ): гладких; с высаженными наружу концами - В; гладких выеокогерметичных -• НКМ и безмуфтовых с высаженными наружу концами - НКБ (трубы первых трех типов соединяют с помощью муфт). На конце каждой трубы наносится маркировка (характеристика). Трубы всех типов исполнения А изготовляют длиной 10 м, а исполнения Б -двух трупп длин: 1-я группа -от 5,5-до 8,5 м; 2-я группа -свыше 8,5 до Юм. Внутренний диаметр НКТ изменяется от 20,7 до 100,3 мм при толщине стенки 3-8 мм.

Неосновном применяют трубы условным диаметром (округленным наружным) 60 и 73 мм (внутренний диаметр соответственно 50,3 и 62 или 59 мм). Допускаемый минимальный зазор между внутренней стенкой обсадной колонны и наружной стенкой муфты НКТ составляет 12-15 мм, это значит, что максимальный диаметр НКТ не должен превышать при 146-мм эксплуатационной колонне 73 мм, при 168-мм -89 мм и при 194.ММ-114 мм (взято по условным диаметрам обсадных труб и НКТ). Предельная, глубина спуска НКТ в фонтанную скважину в зависимости от диаметра и группы прочности (Д,

Е, К, Л, М, Р) составляет 1780-4250 м. Допустимую глубину спуска труб с высаженными наружу концами (равнопрочные) рассчитывают по пределу прочности от собственного веса при коэффициенте запаса, равном 1,5, а остальные (неравнопрочные- по резьбе 80-85% прочности ненарезанной части)-по страгивающей (разрушающей резьбу) нагрузке.

При эксплуатации фонтанных скважин находят применение комплексы оборудования для предупреждения открытых фонтанов (типа КУСА и КУСА-Э). Они могут обслуживать от одной до восьми скважин и обеспечивают герметичное перекры-тне ствола скважины в случае разгерметизации устья, прн отклонении параметров (давления, дебита) работы скважин от заданных и прн возникновении пожара.

Основные элементы комплексов - пакер, скважниный кла-пан-отсекатель, устанавливаемый внутрь НКТ на глубине до 200 м и наземная станция управления. Управление клапаном-отсекателем может быть пневмо- (тип КУСА) или электрогид-равлическим (типа КУСА-Э). Запорным органом служит хлопушка или шар. Клапан-отсекатель (также и задвижка арматуры) может быть закрыт ср станции управления принудительным путем или дистанционно с пульта диспетчера, связанного со станцией управления посредством промысловой телемеханики.

Имеются еще автоматические клапаны-отсекателн, срабатывающие при увеличении дебита скважины выше заданного. Они устанавливаются на конце НКТ. Отметим также, что автоматизация фонтанной скважины в том числе предусматривает автоматическое перекрытие выкидной линии разгруженным от-секателем 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).

§ 7.3. ОСОБЕННОСТИ ИССЛЕДОВАНИЯ И УСТАНОВЛЕНИЕ РЕЖИМА РАБОТЫ ФОНТАННЫХ,СКВАЖИН

Фонтанные скважины можно исследовать любыми рассмотренными выше методами. Особенности возникают прн исследовании на установившихся режимах. Режим работы скважины изменяют сменой штуцера другого диаметра, т. е. изменяют давление Ра- После смены штуцера скважину выдерживают обычно несколько десятков часов для стабилизации режима (продолжительность зависит от гидропроводности и пьезопроводности, также от относительного изменения дебита AQ/Q). Признаки установившегося режима - постоянство дебита Q давлений рг и рзатр (устанавливают рядом последовательных измерений).

Рис. 7.4. Регулировочные кривые работы фонтанной скважины

Исследования проводят на трех и более установившихся режимах работы.

При каждом режиме после стабилизации измеряют рз, Рзатр, Pi, дебиты жидкости Q"h газа Vv, долю воды в продукции «в, долю песка «п, а также отмечают характер работы (наличие пульсаций, вибрация арматуры). Забойное давление измеряют с помощью скважинных манометров, а Рг и Рзатр - образцовых

манометров, установленных на фонтанной арматуре. Измерение q, Vt, «в и Пп рассмотрено в § 5.4. Забойное давление при спущенных НКТ до забоя в скважинах третьего типа можно рассчитать по барометрической формуле давления газа, а в скважинах первого типа -по формуле (7.9). В остальных случаях оценка рз по рх и потере давления от башмака до забоя мало надежна.

По полученным данным строят графические зависимости: а) индикаторную линию (см. § 5.4); б) регулировочные кривые- зависимости параметров работы от диаметра штуцера dmt (рис. 7.4). Используя эти графики, определяют параметры - пласта и скважины (см. § 5.4), а также устанавливают технологический режим работы скважины (см. § 5.6).

Прн фонтанной эксплуатации также необходимо, чтобы га-, зовый фактор Go был минимальным и поддерживался режим, при котором невозможны пульсации, приводящие к срыву фон-, танировання и способствующие осаждению песка. Причиной пульсаций может быть скопление газа в затрубном пространстве и периодический его прорыв в НКТ при pi<Pn. Их можно уменьшить нли устранить созданием в НКТ рабочих отверстий диаметром-в несколько Миллиметров на расстоянии 30-40 м от башмака, установкой вместо отверстий рабочего газлифт-ного клапана, оборудованием башмака НКТ башмачной воронкой (раструбом) или забойным штуцером, создающим перепад давления 0,1-0,2 МПа, переводом работы скважины с оптимального на максимальный режим, .а также отключением затрубного пространства с помощью пакера. Иногда строят еще графические зависимости Рз(Р2) или Q(p2) и выбирают режим минимума рз или максимума Q.

В процессе эксплуатации проводят тщательное наблюдение за работой, что позволяет выявить следующие осложнения: а) прн уменьшении рг и одновременном повышении рзатр - отложения парафина и солей в НКТ; б) прн уменьшении рг и Рзатр-образование песчаной пробки или накопление воды