Способы эксплуатации нефтяных скважин

Фонтанные арматуры различаются  по конструктивным и прочностным  признакам:

а) по рабочему давлению – от 7 до 105 МПа;

б) по размерам проходного сечения ствола – от 50 до 150 мм;

в) по конструкции фонтанной  елки – крестовиковые и тройниковые;

г) по числу спускаемых в скважину рядов труб – однорядные и двухрядные;

д) по виду запорных устройств  – с задвижками или с кранами.

Типовые схемы фонтанных  арматур показаны на рисунке

Для нефтяной промышленности выпускаются НКТ гладким диаметром 48, 60, 73, 89, 102,104 мм и с высаженными наружу концами диаметром 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102, 114 мм из марок стали Д, К, Е, Л, М, а также колонные головки на 14, 21, 35, 50, 70МПа рабочего давления.

Для выбора режима работы фонтанных скважин строят регулировочные кривые, а также подбор параметров фонтанных подъемников и обоснование режимов их работы осуществляется из условий обеспечения совместной работы пласта и подъемника на оптимальных режимах. Решение этой задачи можно производить путем изменения глубины спуска и диаметра фонтанного подъемника, устьевого и забойного давления, диаметра штуцера и места его установки.

При достижении определенной степени обводненности продукции  скважин и снижения пластового давления естественная пластовая энергия не обеспечивает фонтанирование скважины на определенных режимах. Фонтанирование скважины прекращается.

Применение безопасной технологии и техники при  фонтанной  эксплуатации скважин.

 

   Рисунок 3. Схема оборудования фонтанной скважины:

1 – пласт; 2 – интервал  перфорации; 3 – штуцер забойный; 4 – отсекатель; 5 – колонная головка; 6,8 – манометры; 7 – лубрикатор; 9…11,15 – задвижки; 12 – устьевой штуцер; 13 – крестовина; 14 – катушка; 16 – импульсная линия; 17 – НКТ; 18 – пакер; 19 – воронка башмачная; 20 – колонна обсадная.

 

Возникновение опасных  ситуаций может быть вызвано следующими факторами:

- нарушение герметичности  фонтанной арматуры и утечка  нефти и газа;

- разрушение элементов  и арматуры нефтепроводов;

- отсутствие устройств  для обслуживания арматуры при  ее высоте более 1,5 м.

Фонтанирование –  подъем столба жидкости выше ствола скважины .

При работе фонтанной  скважины имеет место управляемое  фонтанирование, т.е. с помощью устьевой арматуры можно отрегулировать процесс или полностью его прекратить.

           В процессе ремонтных работ или в связи с разгерметизацией устья скважины по другим причи-

нам процесс может  оказаться неуправляемым, что особенно опасно.

Следует исключить такие  случаи за счет следующих технических  и технологических решений.

1. Фонтанная арматура, рабочий манифольд должны соответствовать рабочему давлению, ожидаемому на устье конкретной скважины. Давление испытания арматуры должно превышать в 1,5 раза рабочее.  Не допускается установка прокладок в арматуре из легкоразрушаемых и расплавляемых прокладок.
2. Перед разгерметизацией ствола, скважина должна быть «заглушена».
3. Фонтанирующие скважины следует оборудовать превенторами – устройствами, перекрывающими поток жидкости, срабатывающими автоматически или физическим воздействием.
4. Защита сборного трубопровода от критического давления производится клапанами отсекателями, срабатывающими по сигналу от электроконтактного манометра. Монтируется на выкидном трубопроводе и представляет собой корпус с заслонкой.
5. При высоких дебитах арматуру следует укрепить во избежание вибрации, возникающей из-за пульсирующей подачи газа и жидкости. Для этой цели используют различные опоры или специальные домкраты.
6. Смена  штуцера должна производиться после перевода фонтанной струи на резервный выкид, закрытия задвижек до и после штуцера и стравливания давления в штуцерной части манифольда через пробоотборный вентиль.
7. Конструкция фонтанной арматуры должна предусматривать проведение всех технологических операций, обеспечивающих нормальную эксплуатацию скважины – гер
8. метизацию трубного, затрубного и межтрубного пространства, связь с ними, проведение глубинных исследований, отбор проб, контроль устьевого давления и температуры.
9. При эксплуатации скважин с температурой на устье выше 200ºС следует применять специальную арматуру, а выкидные линии и рабочие манифольды оборудуют температурными компенсаторами.
10. Устьевая арматура должна быть оборудована устройством для сброса газа из затрубного пространства в выкидной трубопровод.
11. При использовании устройств для дозирования химических реагентов в скважину через затрубное пространство следует исключить проникновение газа в емкость с реагентом.
12. Для исключения накопления газа в затрубном пространстве следует скважину оборудовать пакером, НКТ – трубной воронкой.
13. Не допускается эксплуатация скважины по затрубному пространству, а также самовольное изменение диаметра штуцера работниками цеха добычи нефти.
14. Обслуживание лубрикаторов производится с площадок, выполненных в соответствии с требованиями работы на высоте. Применение скребков требует устройства самоуплотняющихся

сальников.

15. При тепловых обработках скважин следует предусмотреть применение термоустойчивых прокладок и сальниковой набивки в задвижках и лубрикаторе.

  Работы по обслуживанию фонтанной скважины сводятся к:

1.производству исследования скважины;

2.регулированию работы  скважины;

3.систематическому наблюдению  за работой скважины и оборудования;

4.производству текущего  ремонта;

5.проведению тех или  иных мероприятий по восстановлению  нормальной работы скважины при  ее нарушении.

При наблюдении за работой фонтанной скважины и ее обслуживании замеряют буферное и затрубное давления, рабочие давления на групповых установках, определяют дебит нефти, газа, процентное содержание воды, содержание песка в продукции скважины. Кроме того, проверяют исправность устьевого оборудования, оборудования групповых установок, выкидных линий, скребков. При этом проводят мелкий и текущий ремонты.

 

4.2 Эксплуатация скважин  штанговыми насосными установками (ШСНУ).

 

           Простое в конструктивном отношении  устройство, скважинная насосная установка состоит  из наземного и подземного оборудования. Подземное оборудование состоит из штангового скважинного насоса со всасывающим клапаном  (неподвижный) на нижнем конце цилиндра  и нагнетательным клапаном  (подвижный) на верхнем конце поршня плунжера, насосных штанг  и труб (рис. 4). Также подземное оборудование может включать газовые и песочные якори, хвостовики.

В наземное оборудование входят станок-качалка (СК), состоящий  из эдектродвигателя , кривошипа, шатуна, балансира, устьевого сальника, устьевой обвязки и тройника.  Штанговая  скважинная насосная установка показана на рис.6.3.

В скважину на колонне  НКТ под уровень жидкости спускают цилиндр насоса. Затем на насосных штангах внутрь НКТ спускают поршень (плунжер), который устанавливают в цилиндр насоса.

Плунжер имеет один или  два клапана, открывающихся только вверх, называемых выкидными. Верхний конец штанг крепится к головке балансира станка-качалки. Для направления жидкости из НКТ в нефтепровод и предотвращения ее разлива на устье скважины устанавливают тройник и выше него сальник, через который пропускают сальниковый шток.

Скважинный насос приводится в действие от станка-качалки, в котором  вращательное движение, получаемое от двигателя при помощи редуктора кривошипно-шатунного механизма и балансира, передается плунжеру скважинного насоса.

При ходе плунжера вверх  под ним падает давление и всасывающий  клапан открывается, жидкость из скважины поступает в цилиндр насоса. В это время нагнетательный клапан плунжера закрыт. При ходе плунжера вниз приемный клапан закрывается, а клапан, расположенный на плунжере, открывается и жидкость поступает в НКТ. При непрерывной работе плунжера всасывание и нагнетание чередуются, в результате чего при каждом ходе некоторое количество жидкости поступает в НКТ. Уровень жидкости в НКТ постепенно повышается и достигает устья скважины; жидкость начинает переливаться в выкидную линию через тройник с сальниковым устройством.

Станок-качалка – балансирный  индивидуальный привод ШСН. Основные узлы станка-качалки – рама, стойка ввиде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирно подвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. Комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной салазке.

 

      Рисунок 4 – Установка штангового глубинного насоса:

1 – обсадная колонна; 2 – фильтр; 3 – цилиндр невставного  насоса; 3А – плунжер; 4 – НКТ; 5 – колонна штанг; 6 – колонный фланец; 7 – устьевая арматура; 8 – полированный шток; 9 – канатная подвеска; 10 – головка балансира; 11 – балансир; 12 – траверса; 13 – кривошип; 14 – редуктор; 15 – клиноременная передача; 16 – стойка; 17 – рама; 18 – фундамент; 19 – электродвигатель; F, F_т, f_шт – соответссвенно всасывающий и нагнетательный клапана.

 

   Оборудование ШСНУ.

          Устьевое оборудование предназначено для герметизации устья и регулирования отбора нефти в период фонтанирования при эксплуатации штанговыми скважинными насосами, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ в скважинах.

Типичное устьевое оборудование ШСНУ состоит из:   колонного  фланца,  планшайбы, НКТ, опорной  муфты,  тройника, корпуса сальника, полированного штока,  головки сальника,  сальниковой набивки.

Штанговые скважинные насосы делятся на невставные или трубные, вставные и специальные  насосы.

НСВ-1  -  насос скважинный вставной одноступенчатый, с замком наверху;

НСВ-2  -  то же, с замком внизу;

НСВБ-1 – то же, с безвтулочным цилиндром и замком наверху и  др.

 Трубные насосы:

НСН-1 – насос скважинный невставной, одноступенчатый, с втулочным  цилиндром и захватом всасывающего клапана штоком;

 НСН-2 – то же, с  ловителем и др.

Специальные насосы: НСВ1П, НВСВ1В, НСН2В, НСН2Т.

 При выборе насоса  учитывают тип СК и длину  его хода. При выборе оптимального  режима работы ШНУ стремятся  к тому, чтобы диаметр выбранного  плунжера  был минимальный.    

На промыслах рекомендуют  применять плунжеры длиной 1200, 1500 и 1800 мм.

Наиболее быстро изнашиваемым узлом в насосе является клапан. Непрерывные удары шарика по седлу  под действием столба жидкости  в течение длительного времени разбивают поверхность контакта, и герметичность клапана нарушается. Особенно тяжелые условия для работы клапана создаются при откачке жидкости с абразивной взвесью и при наличии коррозионной среды.

Обычные штанги выпускаются  четырех номинальных диаметров: 16, 19, 22, 25мм. Концы штанги имеют утолщенные головки с квадратным сечением. Штанги соединяются штанговыми муфтами.

 

4.3 Эксплуатация скважин  электроцентробежными погружными насосными установками (УЭЦН).

 

             Широкое применение  УЭЦН (рис.5) обусловлено многими факторами. Обслуживание УЭЦН просто, т.к. на поверхности размещаются  только станция управления и трансформатор, которые не требуют постоянного ухода. Монтаж наземного оборудования УЭЦН не требует фундамента. УЭЦН отличаются малой металлоемкостью, широким диапазоном рабочих характеристик как по напору, так и порасходу, достаточно высоким КПД, возможностью откачки больших количеств жидкости и большим межремонтным периодом.                   

 

 

Рисуок  5. Установка электроцентробежного насоса:

1 – компенсатор; 2 –  погружной электродвигатель; 3 –  протектор; 4 – нижняя секция насоса; 5 – верхняя секция насоса; 6 – кабель; 7 – муфта; 8 – металлический пояс; 9 – устьевая арматура; 10 – станция управления; 11 – автотрансформатор; D – диаметр эксплуатационной колонны.

      Оборудование  УЭЦН.

            К основному оборудованию, находящемуся  в скважине (подземному), относятся  электродвигатель специальной конструкции  с гидрозащитой (протектором), многоступенчатый  центробежный насос, кабель, обратный  и спускной клапаны.

Насосный агрегат состоит  из насоса, узла гидрозащиты, погружного электродвигателя, компенсатора, присоединенного  к нижней части ПЭД.

Насос состоит из следующих  деталей: головка с шаровым обратным клапаном для предупреждения слива  жидкости из НКТ при остановках, верхняя опорная пята скольжения, верхний подшипник скольжения, корпус насоса, направляющие аппараты, рабочие колеса, вал насоса, нижний подшипник скольжения, основание, концевой подшипник скольжения.