Бойко B.C. Розробка та експлуатація нафтових родовищ

Подождите немного. Документ загружается.

Наприклад, АФК 6 В-100х210 К2 - арматура фонтанна (АФ) з

підвіскою на різі перевідника (К) за схемою 6 (хрестового типу з

однорядною колоною НКТ), із дистанційним і автоматичним

керуванням засувки (В), умовним проходом стовбура і бічних відводів

100 мм, яка розрахована на робочий тиск 21 МПа для помірної

кліматичної зони і корозійного середовища (К2).

Фонтанна арматура складається з трубної головки і фонтанної

ялинки із запірними

регулювальними пристроями.

Трубна головка призначена для підвішування насосно-компре-

сорних труб і герметизації просторів між ними і обсадною екс-

плуатаційною колоною. У разі обладнання свердловини двома кон-

центричними колонами НКТ (дворядна конструкція піднімача) труби

великого діаметра підвішуються на різьовій з'єднині нижнього трій-

ника (хрестовини), який встановлюється на хрестовині, що герметизує

затрубний простір. Труби меншого діаметра підвішуються на різі пере-

відника (стовбурної котушки), який розміщується над трійником.

У разі однорядної конструкції піднімача нижній трійник не ставиться і

труби, які підвішуються до нього, не опускаються. Використовується

також муфтове підвішування труб.

Фонтанна

ялинка призначена для спрямування потоку у викидну

лінію, а також для регулювання і контролю роботи свердловини. Вона

може включати один чи два трійники (одно- чи двоярусна трійникова

арматура) або хрестовину (хрестова арматура). Двострунну (двоярусна

трійникова і хрестова) конструкцію ялинки доцільно використовувати

тоді, коли не бажано зупиняти свердловину, при цьому робочою є

верхня або будь-яка бічна струна, а перший від стовбура запірний

пристрій - запасним. Зверху ялинка закінчується ковпаком

{буфером)

із

іриходовим краном і манометром. Для опускання в працюючу

свердловину приладів

пристроїв замість буфера ставиться лубрикатор.

371

Фонтанну арматуру монтують на гирлі свердловини з допомогою

автомобільних кранів, а також з допомогою піднімальних механізмів

(див.

главу 10).

У процесі експлуатації арматури з прямотечійними засувками

періодично змащують підчіпники їх шпинделя жировим солідолом, а в

корпус засувки через штуцер у днищі набивають ущільнювальне

мастило ЛЗ-162 або "Арматол-238".

На викидних лініях після запірних пристроїв для регулювання ре-

жиму роботи свердловини ставлять

регулювальний пристрій

(штуцер),

яким здійснюють дроселювання потоку шляхом зміни площі про-

хідного отвору. Штуцери поділяють на нерегульовані та регульовані.

Нерегульований штуцер часто являє собою діафрагму або коротку

втулку (насадку) з малим отвором. Діаметр отвору штуцера може

становити

5...25

мм. Діаметр отвору штуцера звичайно підбирають у

процесі дослідження свердювини; є також формули для його оцінки.

Такий штуцер надійний в експлуатації

незамінний за наявності піску

в продукції.

Швидкозамінний штуцер складається з рознімного корпусу, який

затискується між фланцями на викидній лінії арматури за

допомогою шпильок. У корпус вставляється пробка з конічним

отвором під змінну штуцерну втулку. Герметичність забезпечується

гумовими ущільненнями.

Застосовують також найпростіші штуцери, які являють собою диск

товщиною

7...

мм, у центрі

якого

є отвір з різзю для загвинчування

шту церної втулки.

Для заміни штуцера робочу викидну лінію відключають, а роботу

свердловини переводять на запасну лінію, де також установлено

необхідний штуцер. Потім знижують тиск у робочій лінії до

атмосферного.

372

Найзручніше використовувати кутовий регулювальний дросель

(штуцер). У ньому в змінну насадку обертанням маховика за допо-

могою штока вводять наконечник, який перекриває частину отвору, а

показчик засвідчує величину еквівалентного діаметра циліндричного

отвору. За потреби із нього легко зробити нерегульований штуцер, для

чого вузол штока треба замінити заглушкою і встановити втулку з

конічною змінною насадкою,

яка має

повнопрохідний переріз.

Тиск на гирлі (до штуцера) і затрубнии тиск вимірюють

манометрами.

На фланцях бокових відводів трубної головки і фонтанної ялинки

передбачено отвори для подавання інгібіторів корозії та гідрат-

утворення в затрубнии простір

стовбур ялинки, а також під кишеню

для термометра.

Маніфоіьд призначений для обв'язування фонтанної арматури з

викидною лінією (шлейфом), якою подають продукцію на групове

вимірювальне устатковання. Маніфольди монтують залежно від

місцевих умов і технології експлуатації. У загальному випадку вони

забезпечують обв'язування двох струн зі шлейфом, струн із затрубним

простором, струн

затрубного простору з факелом або амбаром тощо.

Підземне обладнання

До підземного обладнання належать насосно-компресорні труби,

які використовують у випадках реалізації всіх способів експлуатації

свердловин. їх називають також фонтанними, компресорними,

насосними,

піднімальними або

ліфтовими.

ГОСТ 633-80 передбачає виготовлення чотирьох типів сталевих

безшовних насосно-компресорніа труб (НКТ): гладких; із висад-

женими ззовні кінцями -

В;

гладких високогерметичних - НКМ і без-

муфтових з висадженими ззовні кінцями - НКБ (труби перших трьох

373

типів з'єднують між собою за допомогою муфт). На кінці кожної

труби наноситься маркування (характеристика). Труби всіх типів вико-

нання А виготовляють довжиною 10 м, а виконання Б - двох груп:

перша - довжиною

5,5...8,5

м, друга - понад

8,5...10

м.

Внутрішній

діаметр НКТ змінюється в межах

20,7...

100,3

мм за товщини стінки

3...8 мм.

В основному використовують труби з умовним діаметром

(заокругленим зовнішнім) 60 і 73 мм (внутрішній діаметр відповідно

50,3 і 62 або 59 мм).

Мінімальний зазор, який допускається між внутрішньою стінкою

обсадної колони і зовнішньою стінкою муфти НКТ, дорівнює 12...15 мм;

це означає, що за діаметра експлуатаційної колони 146 мм

максимальний діаметр НКТ має не перевищувати 73 мм, за 168 мм -

89 мм і за 194 мм - 114 мм (взято за умовними діаметрами обсадних

труб і НКТ).

Гранична глибина опускання НКТ у фонтанну свердловину

залежно від діаметра

групи міцності сталі (Д Е, К, Л, М, Р) становить

1780...4250м.

Допустиму глибину опускання труб з висадженими ззовні кінцями

(рівноміцні) розраховують за межею міцності від власної ваги з

коефіцієнтом запасу, який дорівнює 1,5, а інших (нерівноміцні - по різі

80-85%

міцності нерізаної частини) - за зрушувальним

навантаженням.

Для експлуатації фонтанних свердловин використовують

комплекси обладнання для попередження відкритих фонтанів

(типів КУСА і КУСА-Е). Вони можуть обслуговувати від однієї до

восьми свердловин і забезпечують герметичне перекриття стовбура

свердловини у разі розгерметизації гирла, відхилення параметрів

(тиску, дебіту) роботи свердловини від заданих

виникнення пожежі.

374

Основні елементи комплексів - пакер, свердловинний клапан-відсі-

кач,

який встановлюється всередині НКТ на глибині до 200 м, і над-

земна станція керування. Керування клапаном-відсікачем може бути

пневмо- (тип КУСА) або електрогідравлічним (тип КУСА-Е). Запір-

ним органом є ляпавка або куля. Клапан-відсікач (а також засувку

арматури) можна закривати або зі станції керування примусово, або

дистанційно з пульту диспетчера, зв'язаного зі станцією керування

лінією промислової телемеханіки.

Існують також автоматичні клапани-відсікачі, які спрацьовують у

разі збільшення дебіту свердловини понад заданий. Вони встанов-

люються на кінці НКТ. Зазначимо також, що автоматизація фонтанної

свердловини передбачає автоматичне перекриття викидної лінії роз-

вантаженим маніфольдним відсікачем типу

РВМ-1.

Відсікач спрацьо-

вує автоматично у разі підвищення тиску в трубопроводі на 0,45 МПа

(утворення парафінової пробки) і в разі його пониження до 0,15 МПа

(розрив трубопроводу).

§ 7.3 Особливості дослідження і встановлення режиму роботи

фонтанних свердловин

Фонтанні свердловини можна досліджувати будь-якими

розглянутими раніше методами. Особливості виникають у разі

дослідження на усталених режимах.

Режим роботи свердловини змінюють, використовуючи штуцер

іншого діаметра, точніше, штуцер з іншим діаметром отвору для

пропускання рідини, тобто змінюють гирловий тиск

р2-

Після зміни

штуцера свердловину витримують, звичайно кілька десятків годин,

375

для стабілізації режиму (тривалість залежить від коефіцієнта

гідропровідності, а також від відносної зміни дебіту AQ/Q).

Ознаки усталеного режиму - сталість дебіту Q, тисків вибійного р

затрубного/?затр (виявляють шляхом ряду послідовних вимірювань).

Дослідження проводять на трьох

більше усталених режимах роботи.

На кожному режимі після його стабілізації вимірюють тиски

вибійний р

, затрубний

штр

гирловий ро, дебіти рідини Q і газу V

частку води в продукцій п

, частку піску в продукції п

, а також

фіксують характер роботи (наявність пульсацій, вібрація арматури).

Вибійний тиск вимірюють свердловинними манометрами, а тиски

Рг і Рзатр

зразковими, які встановлюють на фонтанній арматурі.

Вибійний тиск у випадку опущених НКГ до вибою у свердловинах

третього типу можна розрахувати за барометричною формулою тиску

газу, а у свердловинах першого типу - за формулою (7.9)

гідростатичного тиску. В усіх інших випадках оцінка вибійного тиску

за величиною тиску біля башмака р\ і втратою тиску в

експлуатаційній колоні від башмака до вибою мало надійна.

Вимірювання Q,

розглянуто в

5.4.

За одержаними даними будують графічні залежності: індикаторну

діаграму (див. § 5.4); регулювальні криві - залежності параметрів

роботи свердловини від діаметра штуцера afurr (Р

ис

- 7.4).

Використовуючи ці графіки, визначають параметри пласта і

свердловини (див. § 5.4), а також встановлюють технологічний режим

роботи свердловини (див.

5.6).

376

Рисунок 7.4 ~ Регулювальні криві роботи фонтанної свердловини

Іноді будують ще ірафічні залежності p

(pi)

або Q (pi) і вибирають

режим мінімуму вибійного тиску

або максимуму дебіту Q.

Під час фонтанної експлуатації також необхідно, щоб газовий

фактор Go був мінімальним, а також, щоб підтримувався режим, на

якому не виникають пульсації, що призводять до зриву фонтанування і

осадження піску. Причиною пульсацій може бути накопичення газу в

затрубному просторі

періодичний його прорив в НКТ за р\ <р

Пульсації в роботі свердловини можна зменшити або усунути

шляхом: а) попереднього створення в ИКТ робочих отворів діаметром

кілька міліметрів на відстані ЗО...40 м від башмака; б) встановлення

замість отворів робочого газліфтного клапана; в) обладнання башмака

ПКТ башмачною лійкою (розтрубом) або вибійним штуцером,

який створює перепад тиску

0,1...0,2

МПа; г) переведення

роботи свердловини з оптимального режиму на максимальний;

ґ) відключення затрубного простору за допомогою пакера.

р,

Рі

377

У процесі експлуатації слід ретельно спостерігати за роботою

свердловини, що уможливлює виявлення таких ускладнень:

а) за зменшення рі і р^-ц, - утворення піщаної пробки або

накопичення води між вибоєм

башмаком НКТ;

б) за зменшення рі і одночасного підвищення рзагр - відкладання

парафіну

солей

НКТ;

в) за зменшення/?2

збільшення

- роз'їдання штуцера;

г) за збільшення

р2 і Рзатр

і зменшення Q - забивання штуцера або

відкладання парафіну

маніфольді

викидному шлейфі.

Ускладнення в роботі фонтанних свердловин можуть зумовлю-

ватися відкладаннями парафіну, солей, накопиченням піску на вибої,

води, а також витіканнями нафти, газу. Різні ускладнення стосовно

всіх способів експлуатації свердловин розглянемо в главі 10.

Негерметичності устаткування зумовлюють витікання нафти, газу,

забруднення території, небезпеку пожежі та ін. Тому їх потрібно

своєчасно ліквідувати.

§ 7.4 Технологічний розрахунок фонтанного піднімача для

кінцевих і початкових умов фонтанування за методикою

О.П. Крилова

Комплексне проектування розробки нафтових покладів

передбачає вирішення питань розробки покладів разом з

питаннями технології і техніки видобування нафти. У проектних

документах на розробку покладів гідродинамічними методами

розраховують дебіти свердловин за відомих вибійних тисків або

навпаки (див. главу 2). Звичайно розрахунок виконують за

першої постановки. Для розрахунку дебіту необхідно знати

вибійний тиск.

378

Принцип розрахунку

Під час розглядання умов артезіанського і газліфтного

фонтанувань було показано (див. рис. 7.2), що фонтанувати

свердловини можуть тільки тоді, коли вибійний тиск р

є не

меншим за мінімальний вибійний ТИСК фонтанування р

min>

тобто р

>р

в т

і„. З умови спільної узгодженої (СТІЙКОЇ) роботи

фонтанного піднімача і пласта випливає, що за заданих

(відомих) розмірів піднімальних труб (L, d), гирлового тиску р2,

характеристик свердловини (Н, (Хз) і флюїдів (Go

сХр,

|і

№

та ін.)

стійке фонтанування можливе тільки на одному технологічному

режимі (за одної значини вибійного тиску р

З часом у міру відбирання нафти з покладу змінюються умови

розробки і, як наслідок, умови фонтанування: змінюються тиски

пластовий р

і вибійний р

, дебіт Q, збільшується обводненість

продукції п

. Енергія Е

св

, що необхідна для піднімання флюїдів у

свердловині, збільшується, а енергія £

, яка надходить із пласта у

свердловину, звичайно зменшується. Звідси з часом вибраний

піднімач потрібно було б замінити на інший. Але, з одного боку, в

початковий період існує великий надлишок пластової енергії АЕ,

показник якого - величина гирлового тиску рі, а з іншого боку, заміна

піднімача (НКТ) у свердловині - процес складний, дорогий, до того ще

й, в основному, негативно впливає на її продуктивність. Тому

піднімач проектують на весь період фонтанування fy,

0Ifr

Оскільки фонтанний піднімач працює за рахунок енергії пласта, а

фонтанний спосіб експлуатації є найдешевшим, то краще

використовувати цю природну енергію як найраціональніше.

379

Оскільки з початку періоду фонтанування існує надлишок пластової

енергії ДЕ, що витрачається в штуцері даремно, то з початку

фонтанування піднімач може працювати не за максимального ККД.

Але в кінці періоду він уже має працювати за максимального ККД.

Таким чином, рекомендується розраховувати фонтанний піднімач

для кінцевих умов на оптимальному режимі, а перевіряти - для

початкових умов на максимальному режимі щодо пропускної

здатності. Звичайно, розраховують L, р

тт і d. Рештою величин

задаються або визначають іншим способом.

Свердловини першого типу

Для проектування експлуатації свердловин першого типу

використовують умову артезіанського фонтанування за формулою

(7.6).

Із формули (7.6) випливає, що чим менша довжина труб L і

більший діаметр труб d, тим менші втрати тиску на тертя Ар

і, як

наслідок, менший вибійний тиск р

і більший дебіт Q, тобто НКТ

краще взагалі не опускати у свердловину.

Але їх все-таки опускають, виходячи з технологічних міркувань

(невелика довжина, максимально можливий діаметр за заданої

експлуатаційної колони), для забезпечення можливості промивань у

свердловині, заміни рідини під час освоєння або глушіння та

здійснення інших технологічних операцій, для зменшення корозії

експлуатаційної колони тощо.

Якщо в продукції є пісок („пісочна" свердловина), то труби слід

опускати до нижніх отворів перфорації (фільтру) для забезпечення

винесення піску з вибою на поверхню, а якщо парафін - до глибини

відкладання парафіну

т.д.

380