Фонтанная добыча нефти

МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ  БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ

ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО  ОБРАЗОВАНИЯ

«Тюменский государственный  нефтегазовый университет»

Сургутский институт нефти и газа (филиал)

 

 

 

 

РЕФЕРАТ

 

Фонтанная добыча нефти. Оборудование скважин.

Капитальный ремонт скважин.

Компрессорные станции.

 

 

 

 

по дисциплине: Основы нефтегазового дела

 

 

 

 

Преподаватель:                                                  Студент:

Евпак Татьяна Фёдоровна                             Капустин Андрей Валерьевич

                                                                                           группа: НДБзс-12(4)

 

 

Сургут 2013

СОДЕРЖАНИЕ

 

 

ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………..3

 

ГЛАВА 1. ФОНТАННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ…………………...4

 

1. Оборудование для фонтанной эксплуатации………………..6

 

 

ГЛАВА 2. КАПИТАЛЬНЫЙ РЕМОНТ СКВАЖИН…………..20

 

ГЛАВА 3. КОМПРЕССОРНЫЕ  СТАНЦИИ……………………22

 

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ……………….24 

ВВЕДЕНИЕ

 

После того как скважина пробурена и освоена, необходимо начать добывать из нее нефть. Хотя нужно отметить, что не из всех даже эксплуатационных скважин добывается нефть. Существуют так называемые нагнетательные скважины. В них наоборот закачивается, только не нефть, а вода. Это необходимо для эксплуатации месторождения  в целом.

Вспоминая кадры из старых советских фильмов о первых добытчиках сибирской нефти: буровая установка, сверху бьет фонтан, кругом бегают радостные люди и умываются первой нефтью. Хотелось бы отметить, что с того времени много что изменилось. И если сейчас возле буровой вышки появится фонтан нефти, то возле нее будет бегать много людей, но только они не станут радоваться, а больше будут озабочены тем, как предотвратить этот экологически вредный выброс. В любом случае то, что было показано на экране – это нефтяной фонтан. Нефть находится под землей под таким давлением, что при прокладке к ней пути в виде скважины она устремляется на поверхность. Как правило, фонтанируют скважины только в начале своего жизненного цикла, т.е. сразу после бурения. Через некоторое время давление в пласте снижается и фонтан иссякает. Конечно, если бы на этом прекращалась эксплуатация скважины, то под землей оставалось бы более 80% нефти.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ГЛАВА 1. ФОНТАННАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ

 

Фонтанная добыча нефти  это способ эксплуатации скважин, при котором подъём нефти на поверхность осуществляется за счёт Пластовой энергии. Pазличают естественное (за счёт природной энергии пласта) и искусственное (при поддержании пластового давления путём закачки в пласт жидких и газообразных агентов) фонтанирование. Cкважина, эксплуатирующаяся таким способом, наз. фонтанной и оборудуется лифтовой колонной труб и Фонтанной арматурой, a также в нек-рых случаях пакерами и автоматич. или управляемыми клапанами-отсекателями для предотвращения аварийного фонтанирования. Лифтовая колонна может быть оснащена пусковыми муфтами c отверстиями для аэрирования столба жидкости, a также клапанами для освоения скважины, ввода хим. реагентов (ингибиторы коррозии, соле- и парафиноотложения и др.), циркуляции жидкости и др. оборудованием. Oсвоение скважин при Ф. д. н. (вызов притока продукции из пласта после бурения или ремонта) производится путём снижения давления столба жидкости в стволе скважины за счёт уменьшения её уровня или плотности. Cнижение уровня столба жидкости производится Свабированием или Тартанием желонкой. Для снижения плотности последовательно замещают тяжёлый буровой раствор на солёную, пресную воду и нефть, a также газируют (аэрируют) жидкость.

Эксплуатация фонтанной  скважины регулируется c помощью поверхностных и глубинных штуцеров (диафрагм c отверстиями). Чтобы получить меньший дебит, увеличивают устьевое давление, для чего на устье устанавливают штуцер соответств. диаметра либо уменьшают диаметр лифта, либо (в редких случаях) устанавливают забойный штуцер. Pежим работы фонтанной скважины (дебиты нефти, газа и воды, давления забойное и устьевое) зависит от характеристик самой скважины, лифта, штуцера и давления в нефтесборной системе. Для определения характеристики скважины и обоснования режима её эксплуатации при Ф. д. н. проводятся спец. исследования скважин. При этом темп отбора жидкости из скважины изменяется последоват. сменой диаметра штуцера, забойное давление замеряется глубинным манометром. B результате этих исследований определяют параметры установившихся технол. режимов при разных диаметрах штуцера (устьевых давлениях) и строят график зависимости дебита скважины и газового фактора от диаметра штуцера (индикаторную кривую). Oбводняющиеся и выносящие песок скважины исследуются дополнительно для установления процентов выноса воды и песка при разл. штуцерах. Tехнол. режим эксплуатации фонтанной скважины устанавливается на определённый промежуток времени исходя из её характеристики, принятой системы разработки нефт. м-ния, a также получения макс. дебита нефти, миним. обводнённости и газового фактора, выноса песка, опасности повреждения эксплуатационной колонны и др. факторов. Pазличают фонтанные скважины c устойчивым постоянным дебитом (св. 30-50 т/сут), эксплуатирующиеся постоянно c пульсирующей подачей продукции, и работающие периодически c фазами накопления и подачи продукции (см. Периодическая эксплуатация скважин). Продукция фонтанной скважины по выкидной линии направляется в ёмкости (газовые сепараторы, трапы), где происходит отделение газа от нефти. При высоком устьевом давлении продукция скважины проходит через систему трапов (б.ч. 3 трапа) c постепенным снижением давления. Поддерживая в трапе определённое давление, можно в ряде случаев создавать на устье скважины противодавление и без применения штуцера. Иногда газ, выделяющийся в трапах высокого давления, используется непосредственно для эксплуатации других скважин, уже прекративших фонтанирование (бескомпрессорный способ эксплуатации).

В зависимости от условий  разработки, характеристики продуктивного  пласта и других факторов геологического, технического и экономического характера, фонтанная добыча нефти может  вестись на протяжении всего периода  эксплуатации данного месторождения  или только его части с последующей  заменой её на механизированный способ добычи.

 

1.1. Оборудование для фонтанной эксплуатации

 

Оборудование фонтанной  скважины обычно состоит из арматуры устья и колонны НКТ. Колонна  НКТ в некоторых случаях оснащается приемной воронкой, иногда клапанами-отсекателями или седлами для установки вставных клапанов-отсекателей. Иногда в скважине устанавливают пакер.

Несмотря на относительную простоту оборудования скважин для фонтанной  добычи нефти и газа, оно выполняет  очень ответственные функции  и должно быть особенно надежно, так  как аварии с оборудованием при  фонтанировании могут привести к  выбросам и пожарам. Кроме того, оно  часто весьма металлоемко (масса  арматуры устья скважины составляет от 0,6 до 4,0 т), что при значительном числе фонтанирующих скважин  ведет к большому расходу металла. Поэтому при конструировании  арматуры необходимо стремиться не только к увеличению ее надежности, но и  к сокращению металлоемкости.

 

Наземное  оборудование:

 

1. Колонные головки

     Устье скважин  после окончания бурения оборудуется  колонной головкой, на которую  устанавливается фонтанная арматура. В зависимости от условий бурения  скважина может иметь одну  или несколько обсадных колонн. Соответственно этому меняется  и конструкция колонной головки. 

     Колонные головки  предназначены для обвязки обсадных  колонн нефтяных, газовых и газоконденсатных  скважин.

     Колонная головка  при эксплуатации скважины должна  не только герметизировать межтрубное  пространство, но и позволять  замерять в них давление, отводить  из них газ или заполнять  их тяжелой жидкостью при газопроявлении. Для этого в колонных головках имеются отверстия, закрытые пробками. Вместо пробок можно подсоединять трубки манометров или технологические трубопроводы. В некоторых случаях должно быть обеспечено передвижение колонн относительно друг друга без потери герметичности затрубного пространства (например, в случае подачи в скважину теплоносителя). Тогда колонная головка оснащается сальником, который позволяет эксплуатационной колонне перемещаться в вертикальном направлении без нарушения герметичности затрубного пространства.

     При бурении скважин  на колонных головках размещают  превентор, в процессе эксплуатации – фонтанную арматуру. Существуют шесть схем обвязки обсадных колонн (рис. 1).

 

 

Рис. 1

 

          Колонные головки изготавливают  двух типов (рис. 2):

- однофланцевые колонные головки, которые нижней частью корпуса крепят к кондуктору; на корпус и на фланец верхней части корпуса подвешивают и герметизирую техническую или эксплуатационную колонну;

- двухфланцевые промежуточные колонные головки, которые нижним фланцем корпуса устанавливают либо на колонный фланец кондуктора, либо на стоящую ниже колонную головку; на корпус и на фланец верхней части корпуса подвешивают и герметизируют техническую, промежуточную или эксплуатационную колонну.

 

Рис.  2. Колонные головки по ГОСТ 30196-94:

а - однофланцевая нижняя; б - двухфланцевая промежуточная или верхняя; I - корпус с верхним фланцем; 2 - верхний уплотнитель; 3 - трубодержатель клиньевой; 4 - боковой отвод; 5 - нижняя часть корпуса, соединяемая с обсадной трубой на резьбе, сваркой или другим способом; 6 - нижний уплотнитель; 7 - нижний фланец

 

В случаях, когда устье  скважины располагается в слабых или склонных к просадке грунтах, во избежание изгиба устьевой части  обсадной колонны под действием  сжимающей нагрузки, нижняя часть  колонной головки укрепляется стальной плитой с откосами (рис. 3).

Рис. 3. Схема укрепления нижней части  колонной головки

     Обсадные трубы  подвешивают с использованием  клиньевых и муфтовых колонных подвесок. Клиньевая подвеска состоит из корпуса и клиньев, которые в сборе устанавливают в конической расточке крестовины.

     Клиньевые подвески – три-шесть наборов клиньев с зубчатой насечкой; муфтовые – с использованием резьбовых соединений. Оборудование обвязки обсадных колонн с использованием однофланцевых колонных головок выпускают двух типов:

• ОКМ с муфтовой подвеской обсадных труб;
• ОКК с клиньевой подвеской обсадных труб.

 

 

                                       

 

 

 

 

 

На (рис. 5) представлена одна из возможных схем колонных головок.

 

Рис. 5.

 

В шифре колонных обвязок  приняты следующие обозначения: О-обвязка, К-колонна, К или М-способ подвешивания колонн (соответственно на клиньях или на муфте), 1, 2, 3 и т. д. - число подвешиваемых колонн (без учета колонны кондуктора), первое число - рабочее давление, второе число - диаметр эксплуатационной колонны в мм, третье число - диаметр технической колонны, четвертое число-диаметр колонны кондуктора в мм, ХЛ- климатическое исполнение для холодного района, исполнение по коррозионной стойкости:

К1 -не коррозионностойкая (обычное исполнение)

К2-для сред, содержащих H₂S и СО₂ до 6%;

КЗ-для сред, содержащих H₂S и СО₂ до 25%;

К2И-для колонных обвязок, изготовленных из малолегированной

и низкоуглеродистой стали  с применением ингибитора в скважине.

Например, оборудование обвязки  обсадных колонн с клиньевой подвеской двух колонн (без учета колонны кондуктора) диаметром 140 и 219 мм на рабочее давление 35 МПа в коррозионностойком исполнении для сред, содержащих H₂S и СО₂ до 6%:  ОКК2-350-140х219х426К2.

     Конструкция  оборудования позволяет восстанавливать  нарушенную герметизацию межколонного  кольцевого пространства путем  нагнетания специальных паст  или самотвердеющих пластиков. 

     Колонные головки  устанавливают на устье скважины  последовательно по мере спуска и цементирования обсадных колонн. Их подбирают с учетом максимального пластового давления, ожидаемого при бурении следующего за обсаженным интервала скважины.

Герметизация межколонного пространства и фланцевого соединения осуществляется с помощью верхнего и нижнего пакеров из эластомеров или уплотнений различной конструкции. Наибольшее распространение получила конструкция пакера, приведенная на рис. Межпакерное пространство заполняется уплотнительным составом типа ЛЗ-162 по ТУ 38-101315-77 или Арматол-238 по ТУ 38-101812-83 через специальное отверстие в нижнем фланце и спрессовывается на расчетное давление, определяемое из условия предупреждения смятия верхней обсадной трубы, но не выше рабочего давления фланцев.

 

б) Фонтанная арматура, ее схемы и назначение

  Фонтанная арматура  предназначена для герметизации  устья, контроля и регулирования  режима эксплуатации скважин  (эксплуатационных и нагнетательных). Фонтанная арматура состоит из  трубной головки и фонтанной  елки  (рис. 6).  

      Трубная  головка монтируется непосредственно  на колонной головке и предназначается  для подвески одной или нескольких  колонн НКТ и герметизации  на устье межтрубных пространств.  Трубная головка должна обеспечивать  проход жидкости или газа в  межтрубные пространства, а также  позволяет контролировать давления  в них и выполнять необходимые  исследования скважины. Колонны  подъемных труб подвешивают к  трубной головке на резьбе  либо на муфте. В первом случае при однорядной конструкции лифта трубы подвешивают на стволовой катушке; при двухрядной внутренний ряд труб – на стволовой катушке, а наружный – на тройнике трубной головки.