Файл: Учебное пособие " скважинная добыча нефти и газа".doc

Рис. 8.10. Фонтанная тройниковая арматура кранового типа для подвески двух рядов НКТ

(2АФТ-60 x 40 х КрЛ-125): 1 - тройник; 2 - патрубок для подвески второго ряда НКТ;

3 - патрубок для подвески первого ряда НКТ

 



Рис. 8.11. Штуцер быстросменный для фонтанной арматуры высокого давления (ЩБА-50-700):

1 - корпус, 2 - тарельчатая пружина, 3 - боковое седло, 4 - обойма, 5 - крышка, 6 - нажимная гайка,

7 - прокладка, 8 - гайка боковая. 9 - штуцерная металлокерамическая втулка

 

снижение давления от давления на буфере до давления в отводящей линии системы нефтегазосбора. Если разность давлений велика, применяют несколько последовательно соединенных штуцеров, в каждом из которых частично снижается давление.

8.6.4. Манифольды

Манифольд предназначен для обвязки фонтанной арматуры с трубопроводом, подающим продукцию скважины на замерную установку. Применяются различные схемы таких обвязок в зависимости от местных условий и технологии эксплуатации. Поэтому эти схемы не стандартизованы, но их узлы комплектуются из элементов заводского изготовления. Простейшая схема манифольда крестовой фонтанной арматуры (рис. 8. 12) не предусматривает обвязку выкидов межтрубных пространств и предполагает наличие только одной

 



Рис. 8.12. Схема обвязки крестовой фонтанной арматуры

 

выкидной линии, соединяющей скважину с трапной или замерной установкой. В некоторых случаях при интенсивном отложении парафина предусматривают две выкидные линии и манифольд, допускающий работу через любой из двух выкидов.

На рис. 8.12 показаны стандартизованные узлы заводской сборки. Они очерчены четырехугольниками и помечены номером (№ 1, №2, №3). Схема предусматривает два регулируемых штуцера, два вентиля для отбора проб жидкости и газа, запорные устройства 3 для сброса продукции на факел или земляной амбар, тройники 4, крестовики 5, предохранительный клапан 6, фланцевые соединения 7. Основные узлы манифольда унифицированы с узлами и деталями фонтанной арматуры. Манифольды на концах имеют фланцы для присоединения труб диаметром 80 мм. В обозначение манифольда входят номер схемы, условный проходной диаметр и рабочее давление, например, 1МАТ-60 х 125. Выкидной шлейф соединяет манифольд арматуры с групповой замерной установкой (ГЗУ)

---

промысловой системы нефтегазосбора, где автоматически замеряются дебиты скважин. К ГЗУ подключается группа скважин (до 24), дебит которых измеряется поочередно по определенной программе.

Одиночные фонтанные скважины и особенно высокодебитные работают в индивидуальную трапную установку, в которой происходит сепарация газа (иногда двухступенчатая) и замер дебита. Далее, продукция скважины вместе с водой и остаточным газом поступает в промысловый нефтесборный пункт для частичного обезвоживания путем отстоя и полной сепарации газа. Часто промысловый нефтесборный пункт совмещают с установками по обезвоживанию и обессоливанию нефти с помощью ее нагрева, промывки пресной водой с добавкой поверхностно-активных веществ - деэмульгаторов, разрушающих поверхностные пленки на границе мельчайших капелек воды и нефти.

---

8. 7. Регулирование работы фонтанных скважин

Как правило, на начальных этапах разработки фонтанные скважины и особенно высокодебитные определяют возможности нефтедобывающего предприятия. Поэтому их исследованию, регулированию и наблюдению за их работой уделяется повышенное внимание. Кроме того, фонтанное оборудование позволяет сравнительно просто проводить глубинные исследования, отбор глубинных проб, снятие профилей притока и прочие. Для установления обоснованного режима эксплуатации фонтанной скважины важно знать результаты ее работы на различных опытных режимах. Режимы работы фонтанной скважины изменяют сменой штуцера, а точнее диаметра его проходного отверстия. При этом необходимо выдержать скважину на новом режиме некоторое время, прежде чем проводить какое-либо измерение.

Это время необходимо, чтобы пласт и скважина перешли на установившийся режим после возмущения, вносимого в их работу сменой штуцера и изменением в связи с этим ее дебита и забойного давления. Продолжительность перехода скважины на установившийся режим различна и зависит от гидропроводности и пьезопроводности пласта, а также от относительного изменения дебита.

Признаками установившегося режима скважин являются постоянство ее дебита и показаний манометров, присоединенных к буферу скважины и к межтрубному пространству. Обычно это время измеряется несколькими десятками часов.

Для построения регулировочных кривых и индикаторной линии необходимо по крайней мере четыре смены режима работы скважины. После выхода на установившийся режим работы через лубрикатор на забой скважины спускают глубинный манометр или другие приборы, а на поверхности измеряют с возможной точностью дебит, обводненность продукции, содержание песка и твердой взвеси в продукции скважины, газовый фактор или просто дебит газа, показания буферного и межтрубного манометра и отмечают вообще характер работы скважины: наличие пульсации, ее ритмичность и амплитуду, вибрацию арматуры и манифольдов. По полученным данным строят так называемые регулировочные кривые, т. е. зависимости измеренных показателей от диаметра штуцера (рис. 8.13).

---

Регулировочные кривые служат одним из оснований для установления технологической нормы добычи из данной скважины и режима ее постоянной работы, например:

• 
           недопущение забойного давления Рс ниже давления насыщения Рнас или некоторой его доли Рс > 0,75·Рнас;
  
• 
           установление режима, соответствующего минимальному газовому фактору или его значению, не превышающему определенную величину;
  
• 
           установление режима, соответствующего недопущению резкого увеличения количества выносимого песка для предотвращения образования каверны в пласте за фильтром скважины;
  
• 
           установление режима, соответствующего недопущению резкого увеличения процентного содержания воды в продукции скважины;
  
• 
           недопущение на забое скважины такого давления, при котором может произойти смятие обсадной колонны;
  
• 
           недопущение режима, при котором давление на буфере или в межтрубном пространстве достигнет опасных значений с точки зрения прочности и надежности работы арматуры и поверхностного оборудования вообще;
  
• 
           недопущение режима, при котором давление на буфере скважины может стать ниже давления в выкидном манифольде системы нефтегазосбора;
  
• 
           недопущение такого режима работы скважины, при котором могут возникать пульсации, приводящие к срыву непрерывного процесса фонтанирования;
  
• 
           установление такого режима, при котором активным процессом дренирования охватывается наибольшая толщина пласта или наибольшее число продуктивных пропластков. Это устанавливается с помощью снятия профилей притока глубинными дебитомерами на разных режимах работы скважины.
  

 



Рис. 8.13. Регулировочные кривые фонтанной скважины: d - диаметр штуцера;

1 - Рc - забойное давление, МПа; 2 - Гo - газовый фактор, м

---

³/м³ ; 3 - Q - дебит скважины, м³/сут;

4 - ΔР - депрессия, Мпа; 5 - П - содержание песка в жидкости, кг/м³ ; 6 - n - содержание

воды в продукции скважины, %

 

После того как режим работы данной скважины установлен и обоснован, за его дальнейшим поддержанием тщательно наблюдают.

Особенно тщательное наблюдение устанавливается за высокодебитными фонтанными скважинами. При периодическнх осмотрах арматуры фиксируются нарушения герметичности в соединениях, опасные вибрации элементов оборудования, показания манометров. О нарушении нормальной работы скважин судят по аномальным изменениям буферного и затрубного давления, изменению дебита нефти и обводненности, количеству песка и пр.

Например, падение буферного давления при одновременном повышении мсжтрубного может указать на опасные пределы отложения парафина или минеральных солей на внутренних стенках НКТ. Одновременное снижение буферного и межтрубного давления свидетельствует об образовании на забое скважины песчаной пробки или накоплении тяжелой минерализованной пластовой воды в промежутке между забоем и башмаком НКТ. Малая скорость восходящего потока в этом промежутке может при определенных условиях привести к увеличению давления на забое. Падение давления на буфере при одновременном увеличении дебита указывает на разъедание штуцера и необходимость его замены. Засорение штуцера или отложение парафина в манифольде и в выкидном шлейфе при одновременном уменьшении дебита приводит к росту буферного и межтрубного давления.

---