Фонтанный способ добычи нефти

Техника и технология процесса добычи нефти и газа. Сбор и транспортировка нефти и газа. Обслуживание и ремонт наземного оборудования скважин, установок и трубопроводов

На месторождениях ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз» для подъема жидкости из продуктивных пластов используются как фонтанный, так и механизированные способы.

Из механизированных способов наиболее широко распространены насосные способы.

Среди насосных способов предпочтение отдается установкам ЭЦН и ШГН.

Наиболее дешевый фонтанный способ добычи занимает незначительную долю как по числу скважин, так и по объему добычи.

Способ эксплуатации, при котором подъем нефти на поверхность происходит только за счет пластовой энергии, называется фонтанным.

Количество добываемой из скважин жидкости за определенный промежуток времени называется д ебитом жидкости скважины. В промысловой практике дебит принято измерять в кубических метрах за сутки.

При фонтанном способе жидкость и газ поднимается по стволу скважины от забоя на поверхность только под действием пластовой энергии, которой обладает нефтяной пласт. Фонтанный способ наиболее экономичен, и как естественный, его применяют на вновь открытых, энергетически не истощенных месторождениях.

Если скважины не могут фонтанировать, то их переводят на один из механизированных способов добычи нефти: газлифтный или насосный с расходованием дополнительной, искусственно вводимой в скважину энергии. При газлифтном способе добычи нефти, в скважину для подъема нефти на поверхность подают (или закачивают с помощью компрессоров) сжатый газ, т.е. подают энергию расширения сжатого газа.

В насосных скважинах жидкость поднимают на поверхность с помощью спускаемых в скважину насосов – скважинных штанговых насосов (ШГН) и погружных электронасосов (ЭЦН)

В зависимости от соотношения забойного давления и устьевого с давлением насыщения нефти газом (местоположения начала выделения газа из нефти) можно выделить три вида фонтанирования:

- артезианское фонтанирование: Рзаб >Рнас; Руст.> Рнас., т.е фонтанирование происходит за счет гидростатического напора. В скважине происходит перелив, движется негазированная жидкость. Газ выделяется из нефти за пределами скважины в выкидной линии.

- газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в стволе скважины: Рзаб> Рнас, Руст< Рнас. В пласте движется негазированная жидкость, а по стволу скважины газожидкостная смесь.

- газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в пласте: Рзаб < Рнас,

Руст < Рнас. В пласте движется газожидкостная смесь, на забой и к башмаку НКТ поступает газожидкостная смесь.

После начала притока основная масса газа увлекается потоком жидкости и поступает в НКТ. Часть газа отделяется (сепарируется) и поступает в затрубное пространство, где газ всплывает. В затрубном пространстве накапливается газ, уровень жидкости снижается и достигает башмака НКТ. Со временем наступает стабилизация и при Рзаб < Рнас уровень жидкости всегда устанавливается у башмака НКТ – Р затрубное высокое, почти достигает Рзаб.

Оборудование скважины подразделяется на подземное и наземное. К подземному оборудованию относятся насосно-компрессорные трубы (НКТ).

По ГОСТ 633-80 НКТ выпускаются четырех конструкций:

- гладкие и муфты к ним;

- с высаженными наружу концами и муфты к ним (тип В);

- гладкие высокогерметичные и муфты к ним (тип НКМ);

- безмуфтовые высокогерметичные с высаженными наружу концами (тип НКБ).

Для подъема жидкости из скважины используются гладкие НКТ. Гладкие НКТ в колонну соединяются при помощи муфт.

Трубы и муфты делят по группам прочности (маркам стали) маркируются (по возростанию): Д, К, Е, Л, М, N, Р. Выпускаются НКТ длиной от 5,5м до 10м и наружным диаметром 27; 33; 42; 48; 60; 73; 89; 102; 114мм и толщиной стенки от 3 до 7мм. Предельная глубина спуска НКТ в скважине в зависимости от диаметра и группы прочности составляет 1780-4250м, минимальный зазор между внутренней стенкой обсадной колонны и наружной стенкой муфты НКТ 12-15 мм.

Для подъема жидкости из скважины на месторождениях ОАО применяются гладкие НКТ, изготовленные из марок стали “K”, “E” и реже “Д”. Наружным диаметром 60 и 73 мм с толщиной стенки 5,0 и 5,5 мм соответственно.

К наземному оборудованию относятся фонтанная арматура,выкидная линия для подключения скважины к системе промыслового сбора, манифольд.

Фонтанная арматура предназначена для:

- герметизации кольцевого пространства между эксплуатационной колонной и НКТ;

- подвески колонн подъемных труб

- направления движения газожидкостной смеси (ГЖС) в выкидную линию;

- создания противодавления на устье;

- для проведения необходимых технологических операций, контроля и

регулирования режима эксплуатации скважины.

Фонтанная арматура состоит из двух узлов: трубной головки и фонтанной елки.

Трубная головка предназначена для подвески одного или двух рядов НКТ и герметизации пространств между ними и обсадной эксплуатационной колонной.

Фонтанная елка предназначена для направления потока в выкидную линию, а также для регулирования и контроля работы скважины. Она может включать в себя один или два тройника либо крестовину. Сверху елка заканчивается буфером с трехходовым краном и манометром. Для спуска в работающую скважину глубинных приборов вместо буфера ставится лубрикатор.

В качестве запорных органов для перекрытия потока используют либо проходные пробковые краны, либо прямоточные задвижки с ручным, пневматическим дистанционным или автоматическим управлением.

Манифольды предназначены для обвязки фонтанной арматуры с выкидным шлейфом, подающим продукцию на АГЗУ.

Фонтанную арматуру выбирают по необходимому рабочему давлению, схеме, числу рядов труб, климатическому и коррозионному исполнению.

В зависимости от условий эксплуатации фонтанные арматуры изготавливаются для коррозионных сред и некоррозионных, а также для холодной климатической зоны.

Фонтанные арматуры классифицируют:

1) по рабочему давлению (7;14;16,5;21;70;105 МПа);

2) по схемам исполнения (6 схем);

3) по числу спускаемых в скважину труб (один или два концентрических ряда

труб);

4) по конструкции запорных устройств (задвижки или краны)

6) по размерам проходного сечения по стволу (50-100мм) и боковым отводам

(50-100мм).

В зависимости от типа месторождения в ОАО используется фонтанная арматура тройникового типа из расчета на рабочее давление 14,0 и 21,0 МПа: АФК1-65*14СУ и АФК1-65*21СУ.

А -арматура;

Ф - фонтанная;

К - подвеска подъемной колонны НКТ на резьбе переводника трубной головки;

65 - условный проход ствола и струн, мм;

14,0;21,0 - рабочее давление, МПа;

СУ - исполнение для холодной климатической зоны.

Встречаются устаревшие типы фонтанных арматур заводов- изготовителей: АФ-3”*21/2”*210(Румыния).

К запорным устройствам фонтанной арматуры относятся проходные пробковые краны с ручным управления (КППС-65*14СУ) для арматур с рабочим давлением 14,0 МПа и прямоточными задвижками с ручным управлением с принудительной подачи смазки (ЗМС1-65*21СУ) или автоматической подачей смазки (ЗМАД-65*21).

ЗМ- задвижка с уплотнением «металл по металлу»;

С или А- уплотнительная смазка принудительная или автоматическая;

1 или Д- одно или двухшиберное уплотнение;

65- условный проход ствола и струн, мм;

21,0- рабочее давление, МПа.

Регулирующие устройства предназначены для регулирования режима

работы скважины путем дросселирования (установка штуцера)потока рабочей среды изменением площади проходов боковых отводов фонтанной арматуры.

Штуцера представляют собой насадку с относительно небольшим проходным сечением от 2 до 20 мм.

Дата добавления: 2014-01-20