25016 (586541), страница 2

Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 2)

Этот способ особенно эффективно использовать при разработке месторождений с газовой шапкой или подгазовой зоной пласта около добывающих скважин, например при эксплуатации залежи в режиме растворенного газа, а также на скважинах с возможным образованием водяных конусов.

Таким образом, ориентация при проведении инженерных расчетов на диапазоны значений вместо конкретных величин исходных для расчета данных позволяет минимизировать риск принятия ошибочных решений.

Возможность задавать несколько критериев оптимальности с различными весами позволяет повысить эффективность работы газлифтной скважины.

На рисунке для газлифтной скважины № 699, эксплуатируемой с забойным давлением приводящим к прорыву из пласта свободного газа, показаны две характеристические кривые: первая - с очень узким диапазоном максимального режима, при использовании традиционной методики проектирования газлифтных установок; вторая - с пологим участком максимальных дебитов, при использовании предлагаемого способа подбора внутрискважинного оборудования.

Данный способ позволяет повысить эффективность запуска, обеспечить надежный вывод на оптимальный режим и последующее его поддерживание при изменяющихся условиях эксплуатации, значительно снизить пульсации технологического режима, увеличить точку ввода газа при ограниченном числе мандрелей.

Широкое распространение данный способ нашел прежде всего на малодебитных газлифтных скважинах Самотлорского и Ван - Еганского месторождениях. Эффект заключается в увеличении добычи нефти и в снижении ее себестоимости. Промысловые испытания показывают, что использование методики проектирования скважин и подбора газлифтного оборудования приводит к уменьшению удельного расхода газа более чем на 4 % или увеличению добычи нефти не менее чем на 2 %.

Разработанная методика является наиболее универсальной по диапазонам дебитов, газосодержаний и вязкостей добываемой продукции; проверенной по многочисленным промысловым и экспериментальным данным. Она адаптивно настраивается в зависимости от условий эксплуатации на конкретную корреляцию (физико-математическую модель) отдельного элемента газлифтной скважины (призабойная зона, штуцер, газлифтный клапан, лифт).

От качества проектирования газлифтных установок (подбора диаметра НКТ, определение глубины расположения мандрелей и выбора типа, давления зарядки и диаметра седла газлифтных клапанов) зависят добычные, энергетические (удельный расход газа), надежностные (межремонтный период скважины, наработка на отказ газлифтного оборудования), сервисные (удобство в эксплуатации, автоматический запуск и перезапуск скважин), регулировочные (широкий диапазон отборов жидкости) и в конечном счете экономические (себестоимость добычи нефти и прибыль от ее реализации) показатели эксплуатации газлифтных скважин.

Методика предназначена для определения оптимальных технико-технологических характеристик газлифтной скважины, таких как:

• диаметр насосно-компрессорных труб (НКТ);

• глубины установки мандрелей;

• типоразмеры газлифтных клапанов (тип клапана, диаметр седла);

• установочные давления клапанов на стенде;

• технологических режим работы скважины

В качестве критерия оптимальности используется комплексный технологический критерий, учитывающий с заданным весом основные требования, предъявляемые к газлифтной установке:

• максимизировать дебит скважины;

• обеспечение заданного значения забойного давления при наиболее полном использовании энергии газа;

• увеличить вероятность запуска и автоматического перезапуска скважин при рабочих расходах газа;

• повысить гибкость регулирования режима работы скважины;

• повысить надежность работы газлифтных клапанов;

• регулировать пульсации технологического режима, в частности минимизировать зоны неустойчивой работы газлифтной скважины.

Промысловые испытания показывают, что использование методики проектирования скважин и подбора газлифтного оборудования приводит к уменьшению удельного расхода газа более чем на 4 % или увеличению добычи нефти не менее чем на 2 %.

2. Техническая часть

2.1. Оборудования устья фонтанных скважин

Перед освоением и пуском в эксплуатацию фонтанной скважины в нее спускают насосно-компрессорные (подъемные) трубы, а на колонной головке устанавливают прочную стальную фонтанную арматуру.

Фонтанная арматура представляет собой соединение на фланцах различных тройников, крестовиков и запорных устройств (задвижки или краны). Между фланцами для уплотнения укладывается металлическое кольцо овального сечения (рис.1), сделанное из специальной малоуглеродистой стали. Кольцо вставляется в канавки на фланцах, и фланцы стягивают болтами.

Фонтанная арматура состоит из трубной головки и елки. Трубная головка служит для подвески подъемных труб и для герметизации пространства между ними и эксплуатационной колонной.

Фонтанная елка предназначена для направления газожидкостной струи в выкидные линии, а также для регулирования и контроля работы скважины.

Наиболее ответственной частью арматуры является трубная головка, воспринимающая межтрубное давление. Это давление может быть весьма высоким (близким к забойному) при наличии на забое скважины и в межтрублом пространстве свободного газа.

Ввиду того, что фонтанные арматуры относятся к одному из самых ответственных видов промыслового оборудования по условиям эксплуатации, их испытывают на давление, вдвое большее паспортного рабочего давления.

Фонтанные арматуры различаются между собой по конструктивным и прочностным признакам:

1. по рабочему или пробному давлению;

2. по размерам проходного сечения ствола;

3. по конструкции фонтанной елки и числу спускаемых в сква жину рядов труб;

4. по виду запорных устройств.

В соответствии с общесоюзным стандартом (ГОСТ 13846—68), отечественные заводы выпускают фонтанные арматуры на давление от 7 до 100 МПа, с диаметром прохода стволовой части елки от 50 до 150 мм

Арматуры с диаметром dy = 100 и 150 мм предусмотрены для высокодебитных газовых скважин.

Арматуры на рабочее давление 100 МПа могут применяться на сверхглубоких скважинах или скважинах с аномально высоким пластовым давлением.

Для фонтанных скважин преимущественно применяются арматуры на рабочее давление от 7 до 35 МПа.

По конструкции фонтанной елки фонтанные арматуры делятся на крестовиковые и тройниковые, а по числу спускаемых в скважину рядов труб — на однорядные и двухрядные.

В качестве запорных устройств в арматурах могут быть задвижки (клиновые или прямоточные) или проходные краны.

На рис. 2 представлена крестовиковая фонтанная арматура для однорядного подъемника. Подъемные трубы при этой арматуре подвешивают к переводной втулке 7 путем ввинчивания их непосредственно в нарезанный нижний конец катушки 6 или при помощи переводное втулки в качестве запорных органов здесь применяются задвижки.

При работе скважины газожидкостная струя из подъемных труб проходит через открытую центральную стволовую задвижку и направляется в один из выкидов — правый или левый и далее по выкидному трубопроводу (на схеме не показан) в сборную или сепарационную установку.

Задвижки 9 на правом отводе крестовика трубной головки при фонтанировании скважины закрыты; они служат для подсоединения водяной или газовой линии к затрубному пространству при освоении скважины или при ремонтных работах на ней.

На фонтанной арматуре помещают два манометра с трехходовыми кранами или с вентилями. Один манометр устанавливают на отводе крестовика трубной головки для замера давления в межтрубном пространстве скважины. Это давление называется затрубным. Другой манометр устанавливают на буфере арматуры, он предназначен для замера давления на устье скважины; это давление называется буферным или устьевым.

При необходимости спуска в подъемные трубы контрольно- измерительных приборов (манометров, дебитомеров) или депарафинизационных скребков вместо буфера над верхней стволовой задвижкой помещают специальный лубрикатор. Описание лубрикатора будет дано ниже.

На рис. 3 представлена схема тройниковой арматуры для двухрядного подъемника с крановыми запорными устройствами.

В тройниковой арматуре рабочим выкидом всегда является верхний. В процессе работы скважины кран (задвижка) на рабочей линии должен быть полностью открыт, а на резервной линии закрыт. Струю нефти направляют из одного выкида в другой, открывая кран (задвижку) на включаемой линии и закрывая одновременно кран на выключаемой линии Краны на стволе елки во время работы скважины должны быть полностью открыты. Пользование главным краном допускается только к исключительных случаях для аварийного закрытия скважины.

Из сравнения однотипных крестовиковой и тройниковой арматур видно, что крестовиковая арматура имеет меньшие габариты по высоте и поэтому более удобна для обслуживания. В тройниковой арматуре выкидные линии направлены в одну сторону, это удобно для их обвязки. Кроме того, как показала практика, при эксплуатации фонтанных скважин, выделяющих большое количество песка, крестовик фонтанной елки быстрее выходит из строя, чем тройник. Поэтому к выбору типа фонтанной арматуры в каждом отдельном случае подходят индивидуально с учетом всех особенностей данного месторождения.

Наиболее ответственным элементом в фонтанных арматурах являются запорные устройства.

Основное требование, предъявляемое к запорным устройствам - абсолютная герметичность их затворов; от их бесперебойного действия зависит надежность работы всего устьевого оборудования фонтанных скважин. Задвижки для фонтанных арматур выпускаются литые и ковано - сварные двух типов: клиновые и прямоточные с уплотнительной мазкой. Недостаток клиновых задвижек состоит в том, что они быстро теряют герметизирующую способность. Это объясняется тем, что уплотнительные поверхности затворов (клина и гнезда) при открытом положении задвижек подвергаются воздействию рабочей среды. Небольшой первоначальный пропуск приводит в дальнейшем к интенсивному износу затвора и других деталей задвижки и затем арматуры в целом. На новых фонтанных арматурах высокого давления (pps6 = 12,5 МПа и выше) устанавливают в основном задвижки прямоточные с уплотнительной смазкой и краны проходные с уплотнитель но и смазкой.

Прямоточная уплотняемая смазкой задвижка сконструирована таким образом, что в ней как в открытом, так и в закрытом состоянии рабочая среда (нефть, газ) не соприкасается с уплотняющими поверхностями, благодаря чему износ уплотняющих поверхностей в ней незначителен. Она обладает высокой стойкостью к абразивному действию механических примесей, содержащихся в рабочей среде. Задвижка эта двухстороннего действия, т.е после износа одной стороны затвора при повороте задвижки на 180° она будет работать второй стороной затвора.

Пробковые краны имеют то преимущество перед задвижками, что у них меньше масса, они удобны при эксплуатации, особенно при автоматизации управления работой скважин.

Уплотнительные поверхности в кране соприкасаются с рабочей средой только в момент открытия и закрытия, что значительно уменьшает их эрозию и коррозию. Кроме фонтанных арматур, поставляемых в виде сборок трубной головки и елки, машиностроительные заводы по требованию заказчика могут поставлять отдельные узлы арматуры.

При оборудовании неответственных фонтанных скважин (невысокое давление, отсутствие пескопроявлений) часто применяются упрощенные арматуры, собранные из задвижек, старых тройников и крестовин непосредственно на нефтедобывающих предприятиях (рис. 59). Установка фонтанной арматуры на устье скважины является важным и ответственным этапом работ, особенно если скважина пробурена на залежь с газонапорным режимом и отличается высоким давлением. Поэтому сборка фонтанной арматуры на устье скважины должна производиться весьма тщательно, с проверкой и опрессовкой собранной арматуры на двухкратное рабочее давление.

Если ожидается бурное нефтегазопроявление и возникает опасность раскачивания фонтанной арматуры, ее укрепляют анкерными болтами и растяжками.

Концевые задвижки фонтанных арматур соединяются системой трубопроводов с оборудованием для сепарации и сбора нефти. Все эти трубопроводы, предназначенные для направления газонефтяного потока от устья скважины, а также для соединения затрубного и межтрубного пространств с наземным оборудованием скважины, называются обвязкой скважины. В зависимости от условий эксплуатации скважины и конструкции фонтанной арматуры обвязка выполняется по различным схемам, но в любом случае предусматривается непрерывная работа скважины и возможность ремонта одной из выкидных линий.

В скважинах с интенсивным выносом песка, оборудованных тройниковыми арматурами, рабочая обвязка выполняется из толстостенных труб диаметром до 150 мм, а узлы, где происходит поворот струи, — из литых тройников, способных длительное время работать без замены. Обвязка фонтанных скважин, оборудованных крестовиковыми арматурами упрощенного типа и добывающих парафинистую нефть, часто выполняется по схеме, которая показана на рис. 3. Здесь предусмотрено подключение к обвязке скважины паровой передвижной установки через задвижку 2. Повороты обвязки делаются плавными, с тем чтобы уменьшить отложения парафина в застойных вонах, а трубы используются большого диаметра (114 мм), что позволяет продлить периоды между операциями но очистке обвязки от парафина.

Задвижка затрубного пространства фонтанной арматуры соединяется с одной из манифольдных линий, что позволяет при необходимости снижать давление в затрубном пространстве, направляя газонефтяную смесь непосредственно в газосепаратор.

1. Обсадные тубы

Для крепления стенок нефтяных к газовых скважин применяются обсадные трубы. Кондуктор скважины, техническая и эксплуатационная колонны собираются из цельнотянутых бесшовных обсадных труб разных диаметров. Механические свойства сталей для изготовления обсадных труб и муфт приведены в таблице 1.

Таблица 1 Механические свойства сталей для обсадных труб и муфт (по ГОСТ 632—57)

Обсадные трубы типа ДУК изготовляются диаметром 168 мм из стали марки Д. В резьбовом соединении такие трубы должны иметь повышенную прочность (на 40—50%). Для этого один конец ее высаживается под раструб и после термообработки нарезается как муфта, а на другой конец нарезают наружную трубную резьбу.

Таблица 2 Основные размеры обсадных труб и их прочностные характеристики
Наружный диаметр (в мм)	Толщина стенки (в мм)	Внутренний диаметр (в мм)	Страгивающая нагрузка ( в т )				Растягивающая нагрузка, при которой напряжение и теле трубы достигает предела текучести (в /Н)					Сминающее давление (в кГ/см2)					Внутреннее давление, при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести (в кГ/см2)						Теоретический вес 1 пог. м. тубы (в кг)		Наружный диаметр муфты (в мм)		Вес муфты (в кг)		Вес 1 пог. м колонны (в кг)
			Для стали марок
			С	Д	ЕМ	Е		С	Д	ЕМ	Е		С	Д	ЕМ	Е		С	Д	ЕМ	Е
			С пределом текучести (в кГ/мм2)
			32	38	50	55		32	38	50	55		32	38	50	55		32	38	50	55
121	7 8 10	107 105 101	50 60 80	60 70 95	70 -- --	85 105 135		80 90 110	95 110 135	-- -- --	140 155 190		285 345 455	330 395 535	410 510 690	435 550 755		370 425 530	440 505 630	-- -- --	635 725 910		19,7 22,3 27,4		-- 136 --		-- 5,0 --		20,2 22,8 27,9
141	7 8 10 12	127 125 121 117	55 70 90 115	65 80 110 135	-- -- -- --	95 115 155 195		95 115 155 195	110 125 155 185	-- -- -- --	160 185 225 270		225 280 375 465	255 320 440 550	300 395 565 715	315 420 615 780		320 360 455 545	375 430 540 645	-- -- -- --	545 625 780 935		23,1 26,2 32,3 38,4		-- 166 -- --		-- 8,7 -- --		24,0 27,1 33,2 39,3
146	6 7 8 10 12	134 132 130 126 122	45 60 70 95 120	55 70 85 115 140	-- -- -- -- --	-- 105 125 165 205		-- 105 125 165 205	100 115 130 160 190	-- -- -- -- --	-- 170 190 235 280		160 215 265 360 450	175 240 305 420 530	-- 280 370 535 685	-- 290 390 580 750		260 305 350 440 525	310 365 415 520 625	-- -- -- -- --	-- 525 600 755 905		-- 23,9 27,2 33,5 39,3		-- -- 166 -- --		-- -- 8,7 -- --		-- 24,8 28,1 34,4 40,2
168	6 7 8 9 10 11 12 14	156 154 152 150 148 146 144 140	50 65 80 95 110 120 135 165	60 80 95 110 130 145 160 195	-- 105 125 145 170 190 210 255	-- 115 140 160 185 210 230 280		-- 115 140 160 185 210 230 280	115 135 155 170 190 205 225 255	-- 180 200 225 250 270 295 340	-- 195 220 245 275 300 325 370		115 165 210 255 300 340 380 460	125 180 240 295 350 400 445 540	-- 200 275 355 430 505 570 700	-- 205 285 375 460 545 620 765		225 265 305 345 380 420 455 530	270 315 360 405 450 495 540 635	-- 415 475 535 595 655 715 835	-- 460 525 590 655 720 785 915		-- 27,8 31,6 35,3 39,0 42,6 46,2 53,2		-- -- -- 188 -- -- -- --		-- -- -- 9,3 -- -- -- --		-- 28,7 32,5 36,2 39,9 43,5 47,1 54,1
194	8 10 12 14	178 174 170 166	90 125 155 185	110 145 185 220	-- -- -- --	160 215 270 320		160 215 270 320	180 220 260 300	-- -- -- --	260 315 375 435		160 240 315 385	175 275 365 450	195 330 460 580	200 345 495 630		265 330 395 460	315 390 470 545	-- -- -- --	455 565 580 790		36,7 45,4 53,9 62,2		-- 216 -- --		-- 12,5 -- --		37,9 46,6 55,1 63,4

В равнопрочных трубах повышенной прочности приваренные концы с резьбой изготовляются из легированной или углеродистой стали и термически обрабатываются до приварки.

Характеристики

Список файлов ВКР