Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным и газлифтным способами

РОССИЙСКИЙ  ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ  И ГАЗА им. И. М. ГУБКИНА

Кафедра машин  и оборудования нефтяной и газовой  промышленности

Реферат

по курсу «Нефтегазопромысловое оборудование»

Тема: «Оборудование  для эксплуатации скважин фонтанным  и газлифтным способами»

                 Выполнила:  Данилова А.В.

РН-09-3

Проверил:  Деговцов А.В.

Москва 2012 

Введение

Под фонтанной эксплуатацией скважин  понимается такой способ эксплуатации, при котором располагаемая энергия  на забое, в самом простом случае равная гидростатическому давлению, больше или равна энергии, которая  расходуется на преодоление всех сопротивлений по длине скважины в процессе её эксплуатации. Основными  источниками естественного фонтанирования скважин является потенциальная  энергия жидкости и газа, выделяющегося  из нефти при давлении, меньшем  давления насыщения. Таким образом, естественное фонтанирование осуществляется только за счет природной энергии  скважинной продукции. В зависимости  от физико-химических свойств продукции, составляющие природной энергии могут быть различными по величине: энергия жидкости больше энергии газа, энергия газа больше энергии жидкости или энергии равны между собой. И этот фактор требует эксплуатации скважин при различных технологических режимах. В итоге мы получаем, что в зависимости от режима, химических свойств и абразивности скважинной продукции, газового фактора и т. д. используются различные схемы оборудования скважин и подбираются различные материалы для изготовления оборудования.

По мере истощения пластовой  энергии, фонтанирование скважин прекращается и возникает необходимости в  механизированном способе добычи скважинной продукции. Газлифтным способом эксплуатации называется подъём продукции на дневную  поверхность с помощью потенциальной  энергии газа. В качестве рабочего агента используется природный газ  или попутно-добываемый. Сегодня  эксплуатация газлифтом осуществляется в двух модификациях:

• с использованием сжатого газа, получаемого на компрессорных станциях (компрессорный газлифт)
• с использованием сжатого газа, отбираемого из газовой залежи (бескомпрессорный газлифт)

Компрессорный газлифт относится  к механизированному способу  эксплуатации скважин. Он обладает рядом  преимуществ и недостатков по сравнению с насосной эксплуатацией. Преимущества:

• возможность эксплуатации высокодебитных скважин
• простота оборудования, спускаемого в скважину
• простота регулирования работы скважины

Недостатки компрессорного газлифта:

• низкий КПД, в сравнении с насосами, особенно обводнённой продукции (может составлять всего несколько процентов)
• строительство компрессорной станции, что является дорогостоящей операцией
• чаще всего, высокие затраты удельной энергии на подъём единицы продукции

В России в настоящее время разработка нефтяных месторождений ведётся  преимущественно с поддержанием пластового давления, и основная добыча ведётся механизированным насосным способом эксплуатации. Поэтому газлифтная эксплуатация не имеет широкого распространения. Однако этот способ может оказаться  полезным при разработке нефтяных оторочек газовых и газоконденсатных месторождений, а также для добычи нефти на шельфовых месторождениях. ( Мищенко  И. Т. «Скважинная добыча нефти»)

В данном реферате и будет рассмотрено  оборудование, которое применяется  для добычи нефти фонтанным и  газлифтным способом эксплуатации.

Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным и газлифтным способом

Несмотря на то, что в основе эксплуатации скважин этими двумя  методами лежат принципиально различные  физические процессы, функционирование данных скважин обеспечивается одними и теми же устройствами. Наземное и  скважинное оборудование в этом случае является схожим. Это оборудование применимо как для нефтяных, так  и для газовых скважин.

В ряде случаев, когда скважину после  фонтанной эксплуатации планируется  эксплуатировать газлифтом, с самого начала в скважину опускают газовое  оборудование, которое настроено  на фонтанную эксплуатацию. А после  периода фонтанирования, эти элементы заменяют на  предназначенные в режиме газлифта. Данная операция производится без остановки скважины. (Молчанов А. Г. «Машины и оборудование для добычи нефти и газа»)

Следует отметить, что фонтанная  эксплуатация в настоящее время  применяется в основном в странах  Ближнего Востока. В России период фонтанирования скважин в большинстве случаев  очень непродолжительный. Сейчас естественным фонтанным способом на территории России эксплуатируется всего 3-4% скважин  из всего фонда. Газлифт также  не распространен. Этим способом разрабатывается  около 0,3% фонда скважин, но есть перспективы  при разработке этим способом. (см. Введение)

Оборудование для фонтанной эксплуатации скважин

Принципиальная схема комплекса оборудования для фонтанной эксплуатации

В общем случае оборудование фонтанной  скважины состоит из устьевой (фонтанной) арматуры и колонны НКТ. ( На ранних этапах разработки подъём скважинной продукции производился по эксплуатационной колонне (ЭК), но КПД при такой эксплуатации был довольно низким. Процесс фонтанирования был неконтролируемым и неуправляемым. Происходило гидроабразивное изнашивание ЭК, что в отдельных случаях приводило к разрушению ствола скважины. )  Далее, в зависимости от условий эксплуатации, колонна НКТ может оснащаться приёмной воронко, клапанами-отсекателями или сёдлами для вставных клапанов-отсекателей, ингибиторными клапанами и т. д. Для повышения эффективности работы подъёмника затрубное пространство скважины герметизируется пакером. (Молчанов А. Г. «Машины и оборудование для добычи нефти и газа», Ивановский В. И. «Оборудование для добычи нефти и газа»)

Рис 2.1. Схема комплекса для фонтанной  эксплуатации 

Оборудование для эксплуатации скважины фонтанным способом состоит (рис. 2.1.) из фонтанной арматуры 1 (ФА), которая включает фонтанную ёлку, смонтированную на трубной головке. ФА предназначена для направления продукции в манифольд, контроля и регулирования работы скважины, удержания колонны НКТ, обеспечения доступа в затрубное пространство. В нижней части колонны НКТ установлены следующие устройства: ниппель опрессовочного  клапана 2; телескопическое устройство 3, для предотвращения деформаций колонны, которые могут возникнуть из-за удлинения колонны под действием высоких температур и давления; ингибиторный клапан 4, предназначенный для подачи ингибитора через затрубное пространство в полость НКТ; циркуляционный гидравлический 5 и циркуляционный механические клапаны; разъединитель колонны 7, который располагает выше пакера, для разъединения колонны, при необходимости подъёма колонны НКТ; пакер 8. Ниже пакера располагается ниппель клапана-отсекателя 9, в который устанавливается сам клапан-отсекатель 10 (автоматический, управляемый). В нижней части колонны НКТ, спускаемой на уровень перфорационных отверстий, устанавливается ниппель приёмного клапана 11 и приёмный клапан 12. Всё это оборудование не нарушает основных принципов эксплуатации, но служит для более эффективной и безопасной эксплуатации.

Наземное оборудование фонтанных скважин. Технологические требования

Многообразие условий разработки нефтяных месторождений предопределяет комплекс требований к фонтанной  арматуре. Также требования диктуются  законами охраны недр, экологией, техникой безопасности и созданием условий  жизнедеятельности работающего  персонала.

Принципиальная схема устьевого  оборудования состоит из колонной (трубной) головки, фонтанной ёлки, что вместе составляют фонтанную арматуру, и  манифольдов.

Колонная (трубная) головка

Колонная головка предназначена  для обвязки устья скважины для  герметизации межтрубных пространств, обвязки обсадных колонн (ОК) и установки фонтанной ёлки. Все колонные головки должны удовлетворять следующим требованиям:

• надёжная герметизация межтрубных пространств
• возможность контроля за давлениям во всех секциях межтрубного пространства
• универсальность (возможность использования различных ОК)
• быстрый и удобный монтаж
• высокая надёжность (так как в процессе эксплуатации колонная головка не подлежит ремонту)

Колонные головки выпускаются  на различное давление (от единиц МПа  до десятков МПа). ( Мищенко И. Т. «Скважинная  добыча нефти»)

Фонтанная арматура

Необходимость в ФА возникла в связи  с применением подъёмника и устройств для регулирования расхода. Фонтанная арматура предназначена для:

• подвески колонн НКТ
• герметизации и контроля пространства между колоннами и затрубного пространства
• проведения технологических операций при вызове притока, освоении, эксплуатации, исследовании и ремонте скважины
• направления продукции на замерную установку
• регулирования режима работы скважины и проведения глубинных исследований путём спуска приборов в подъёмник
• закрытия скважин

Эксплуатация скважин осуществляется в самых различных условиях. Из-за этого постоянно возникала необходимость  в совершенствовании ФА. В итоге  применяются различные типы ФА по конструкции и по прочностным  признакам:

• по рабочему давлению
• по размерам проходного ствола
• по конструкции фонтанной ёлки: крестовые (АФК) и тройниковые (АФТ)
• по числу рядов НКТ, спускаемых в скважину: однорядные и двухрядные
• по типу запорных устройств: с кранами или задвижками
• по типу соединения элементов арматуры

( Мищенко И. Т. «Скважинная  добыча нефти»)

Принципиальные  схемы ФА

Рис. 2.2. Принципиальные схемы  фонтанной арматуры

1-манометр; 2-вентиль; 3-буферный  фланец под манометр; 4-запорное  устройство; 5-тройник; 6-дроссель; 7-переводник  трубной головки; 8-ответный фланец; 9-трубная головка; 10-крестовина;

Различные схемы ФА возникали по мере поступления различных технологических  задач. Простейшая фонтанная арматура состоит тройника, запорного устройства, вентиля, манометра и штуцера. Случаи выхода из строя задвижек и необходимость  из-за этого останавливать работающую скважину привели к решению ставить  на выкидных линиях задвижки-дублёры. Во время работы скважины открыта  одна из задвижек, но при необходимости  ремонта или в экстренных ситуациях  можно использовать вторую задвижку. Необходимость смены или ремонта  дросселирующего устройства без  остановки скважины привела к  созданию схемы тройниковой арматуры с двумя выкидными линиями. Но существенным недостатком данного  вида арматуры является сложность при  её обслуживании, так как данная ФА имеет большую высоту. Также  одним из недостатков является действие момента силы, возникающего в результате расположения выкидных линий с одной  стороны. Это привело к появлению  крестовых схем ФА.

Современная ФА – сложная металлоёмкая конструкция, которая в большинстве  случаев изготовляется из высоколегированных сталей с большим содержанием легирующих элементов: никеля, хрома, молибдена, ниобия. Наиболее сложная конструкция ФА изготовляется для добычи нефти и газа на шельфе.

Фонтанная арматура на данный момент представляет собой сочетание крестовин, тройников, запорных устройств, вентилей, лубрикаторов, манометров и устройств для подвески НКТ. Конструкция ФА зависит:

• требуемого расхода (изменяется диаметры проходных сечений)
• различных давлений (разные прочности корпусов, конструкция уплотнений и креплений)
• содержания в продукции агрессивных веществ (Н₂S и СО₂) и климатических условий (влияет на марки сталей и виды уплотнений)

Тройниковые схемы ФА применяются  на скважинах с низким и средним  давлениями, крестовую – на скважинах с высоким давлением. На скважинах с высоким давлением обычно устанавливается по задвижке-дублёру.

Основные  параметры фонтанных арматур

ГОСТ 13846-89

Таблица 2.1. Параметры фонтанных арматур (добывающие скважины)

Параметра арматур для  нагнетательных скважин могут несколько  отличатся.

Технические требования к конструкции фонтанной  арматуры

1. Конструкция устьевой арматуры должна обеспечивать полную герметичность по отношению к окружающей среде
2. Конструкция корпусных деталей устьевой арматуры должна обеспечивать возможность их опрессовки пробным давлением
3. Соосность отверстий составных частей устьевой арматуры, образующих стволовый проход, должна обеспечивать беспрепятственное прохождение оборудования, приборов и приспособлений, спускаемых в скважину.
4. Конструкция трубной обвязки должна обеспечивать возможность подвешивания скважинных трубопроводов в корпус колонной головки, контроля давления и управления потоком скважинной среды в затрубном (межтрубном) пространстве.
5. Дроссель в ФА должен быть регулируемым
6. Допускается конструктивно объединять, не изменяя типовой схемы, устьевой арматуры, несколько составных частей в один блок.
7. Допускается дооборудовать фонтанную арматуру запорными устройствами и обратным клапаном, а ёлку – дросселями.

Структурная схема шифров устьевой арматуры и  ёлок:

Х₁ Х₂ Х₃ Х₄×Х₅ Х₆ Х₇

• Х₁ - обозначение изделия (АФ, ЁФ - фонтанные, АН, ЁН - нагнетательные)
• Х₂– конструктивное исполнение (с фланцевыми соединениями – без обозначения, подвеска подъемной колонны на резьбе переводника трубной головки – К, подвеска колонны на муфте в трубной головке – без обозначения, для эксплуатации скважин УЭЦН – Э)
• Х₃ – способ управления задвижками (вручную – без обозначения, дистанционно и автоматически – В, автоматически – А)
• Х₄ – условный проход в мм по ГОСТ 13846 –74.(когда условные проходы ствола елки и ее боковых труб отличаются, цифровое обозначение указывают через дробь)
• Х₅ – рабочее давление в МПа;
• Х₆ – климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69. (для умеренной климатической зоны – без обозначения, для умеренной и холодной климатических зон – ХЛ)
• Х₇ – исполнение по коррозионностойкости: (для обычных сред – без обозначения, для сред, содержащих: до 6% СО₂ – К₁, до 6% Н₂S и СО₂ – К_2, до 25% Н₂S и СО₂ – К₃) 
  

Манифольды

Манифольды предназначены для  обвязки арматуры фонтанных скважин  со сборными коллекторами, которые  транспортирую продукцию в пункты сбора и подготовки. Также манифольды предназначены для подключения  к трубному и затрубному пространству агрегатов для проведения мероприятий  при пуске эксплуатации скважин.

Манифольды нефтяных скважин из нескольких тройников, крестовиков, катушек, запорных устройств и т. д. Сложность  конструкции манифольда повышается для более ответственных скважин. Для высокодебитных газовых скважин  требуется наиболее сложная структура  манифольда.

Запорные и регулирующие устройства ФА и манифольда

В нефтегазовой промышленности в качестве запорных устройств применяются задвижки и краны. В качестве регулирующих устройств – штуцеры и вентили. Аналогичные устройства используются в газлифтных скважинах и нагнетательных скважинах.

Запорные устройства, используемые в фонтанной арматуре, широко используются во всей нефтегазовой промышленности, а также в бурении скважин  немного в изменённом виде. В частности  используются в противовыбросном оборудовании. Также эти устройства используются при транспорте нефти и газа, в  сооружениях для сбора, первичной  обработки и разделения.

К запорным устройствам, используемым в ФА, предъявляются наиболее жёсткие  требования, так как условия эксплуатации очень тяжёлые. Запорным устройствам  приходится выдерживать очень большие  давления, работать с большим расходом и в большом диапазоне температур. Следовательно, надёжность этих устройств  должна находиться на высоком уровне, в связи с тем, что демонтаж и замена запорных устройств в  большинстве случаев – трудоёмкая и продолжительная по времени  операция.

Большое разнообразие моделей запорных устройств обусловлено также  диапазоном условий эксплуатации. Диапазон дебитов и давлений, температур, разнообразие составов перекачиваемых жидкостей или газов обусловили целесообразность выпуска запорных устройств не в универсальном, а  в специализированном исполнении.

Классификация запорных и дросселирующих устройств

Запорные  устройства:

• задвижки

• клиновые
• плоско-шиберные

• затвор-шибер самоуплотняющийся

• затвор-шибер с принудительным уплотнением
• краны

• пробковые цилиндрические
• пробковые конические
• пробковые шаровые

Плоско-шиберные задвижки могут  иметь два вида уплотнений:

• уплотнение металл-металл
• уплотнение металл-полимер

Также они могут выполняться:

• со смазкой
• без смазки

Дросселирующие  устройства:

• штуцеры
• вентили

• игольчатые
• тарельчатые

Задвижки

Клиновые  задвижки

Рис 2.3. Клиновая задвижка

1-фланец; 2-крышка; 3-клин; 4-шпиндель; 5-гайка; 6-шпилька; 7-манжеты;   8-маховик;

Уплотнение клиновой задвижки (рис 2.2) осуществляется распорным усилием  клина, прижимаемого к каналам задвижки. Для того чтобы посадить клин-шибер  в седло, одну из деталей пары исполняют  подвижной: либо сам клин, либо седло. Задвижки данного типа обладают рядом  недостатков:

• непрямоточность потока жидкости или газа
• завихрения
• омывание шибера в открытом положении, и, как следствие, его недолговечность
• Сложность обеспечения герметичности, как при изготовлении, так и при ремонте

В связи с этими причинами  их производство резко сократилось.

Плоско-шиберные задвижки

Рис 2.4. Плоско-шиберная задвижка с принудительной смазкой запорного  устройства (Молчанов А. Г. «Машины и  оборудование для добычи нефти и  газа»)

1-корпус; 2-щека; 3-шпиндель; 4-обратный  клапан; 5-втулка; 6-маховик;       7-винт; 8-гайка; 9-корпус подшипника; 10-маслёнка; 11-подшипник;            12-уплотнение; 13-крышка; 14-поршенек; 15-канавка; 16-втулка;                       17-контршпиндель;

Плоско-шиберные задвижки (рис 2.3) являются более совершенными по отношению  к клиновым. В них исключено омывание герметизирующих поверхностей в открытом положении. Поток продукции сохраняет направление при проходе через отверстие. Следовательно, были сокращены гидравлические потери и возросла долговечность устройств. В настоящее время этот тип задвижек является самым распространённым.

Задвижки выполняются с расчётом на различные величины давления. Максимальное давление – 140МПа. Масса задвижек составляет 80-100 кг. Управление таким устройством  вручную – весьма трудоёмкая операция, поэтому для управления задвижками используют гидроприводы или пневмоприводы.

Пример технических  характеристик плоско-шиберной задвижки:

Рис. 2.5. (www.rtmt.ru)

Задвижки тип KFT/A

Диаметр: DN 50, 65, 80, 100мм

Давление: PN 70МПа;

Климатическое исполнение: Рабочая температура от минус 60°C до +180°C

Контроль качества: PSL2, PSL3

Уровень производительности: PR1, PR2

Изготовление по API Spec 6A

Основные свойства:

• не выдвижной шток
• соединение крышка/корпус: шпилька/гайка
• уплотнение крышка/корпуса: нержавеющее уплотнение типа BX
• запорные элементы: шибер цельный
• уплотнение сальника: двойное тефлоновое, со спиральной пружиной и опорным кольцом
• седло прикреплено не жестко
• фланцевое присоединение
• уплотнение шибера - седла: уплотнение металл по металлу
• верхнее уплотнение для замены сальника
• направление потока среды: любое

Краны

Краны в основном выполняются трёх разновидностей: конические пробковые (рис 2.5), пробковые шаровые (рис. 2.6) и  цилиндрические пробковые. Применение той или иной разновидности зависит  от условий эксплуатации.

Рис 2.6. Кран конический пробковый

Рис 2. 7. Кран пробковый шаровой

Краны выгодно отличаются от задвижек. Для открытия или закрытия крана  достаточно повернуть рукоятку на девяносто  градусов. При открытом кране движущаяся жидкость не омывает герметизирующие  поверхности, и канал крана не имеет мёртвых пространств в  отличие от задвижек. В общем случае кран состоит из корпуса, пробки с  отверстием, шпинделя, крышки, клапана  для смазки и рукоятки. Вся полость  крана должна быть заполнена смазкой. Рекомендуемые температуры эксплуатации от -40 до +120 ͦ С. Между пробкой и  корпусом должен быть зазор в несколько  сотых миллиметра.

Одним из главных недостатков пробковых  кранов является сложность в изготовлении. Надёжность работы крана напрямую зависит  от точности изготовления. Для надёжной работы крана также необходимы специальные  смазки. (Ивановский В. И. «Оборудование для добычи нефти и газа»)

Дросселирующие устройства

Вентили

Вентили используются для установки, отключения включения манометров и  для снижения давления в полостях арматуры. Вентили рассчитаны на давление до 70МПа, выполняются с диаметров  проходного отверстия 5мм и имеют  массу от 3 до 4 кг.

Штуцеры

Штуцеры применяются для регулирования  расхода газа. Модель штуцера –  диск с отверстиями. Штуцер устанавливают  между двумя фланцами трубопровода, по которому происходит движение жидкости. Подбирается диаметр и количество отверстий таким образом, чтобы  перепад давления соответствовал требуемому.

Одним из главных недостатков штуцеров является быстрый абразивный износ  отверстий. Для замены вставок штуцера  необходимо разбирать манифольд, что  является достаточно трудоёмкой операцией. Долговечность штуцера можно  увеличить установкой втулок, выполненных  из материалов, обладающих высокой  твёрдостью (износостойкий сплав, керамика, металлокерамика).

Для облегчения операции смены втулочного штуцера применяются быстросменные  штуцеры. Они обеспечивают ступенчатое  регулирование расхода с использованием втулок от 5 до 30 мм. Штуцер рассчитан  на рабочее давление 70МПа. Для облегчения управления штуцерами также используют различного типа приводы.

Фланцевые соединения

Наиболее распространено соединение узлов и деталей фонтанной  арматуры с помощью фланцев. При  фланцевом соединении деталей ФА уплотнение осуществляется в большинстве  случаев металлическим кольцом  восьмиугольного или овального  сечения. Эластичные, неметаллические  уплотнения широко применяются в  поверхностных соединениях системы  сбора и подготовки нефти, но часто  их герметизации не хватает, чтобы выдержать  давления, создаваемые в трубопроводе. Усилие, действующее на кольцо, не должно приводить к его остаточным деформациям.

Рис 2.8. Конструкция стандартного фланцевого соединения

1-гайка; 2-фланец; 3-уплотнение; 4-шпилька;

В первом варианте уже при сборке кольцо соприкасается с канавками  фланцев по их внутреннему и внешнему скосам. Уплотнение происходит за счет упругой деформации кольца и фланцев  в месте их соприкосновения.

Во втором варианте кольцо соприкасается  в начале сборки только с внешним  скосом канавки у верхнего фланца и фаски у нижнего фланца. При  затяжке соединения шпильками кольцо уменьшается в диаметре (в пределах упругих деформаций) и доходит  до внутреннего скоса канавки, в  этот момент затяжка прекращается.

Момент упора кольца во внутренний скос заметен по резкому возрастанию  усилия затяжки гаек у шпилек.

При работе уплотнения, когда в  арматуре повышается давление, фланцы раздвигаются под действием давления и кольцо занимает первоначальное положение.

Внутрискважинное оборудование

Для подъёма скважинной продукции  на поверхность, нам приходится спускать в скважину колонну насосно-компрессорных  труб (НКТ), так как подъём по эксплуатационной колонне может привести к её разрушению.

Во время эксплуатации скважин  может возникнуть необходимость  подавать в полость НКТ ингибиторы, выполнять некоторые операции по поддержанию колонны в работоспособном  состоянии, пускать скважину в фонтанный  режим эксплуатации и глушить  её при необходимости. Для выполнения этих операций используется набор устройств, которые монтируются в скважине или на колонне НКТ. Это следующие  устройства: клапаны-отсекатели, устройства для их установки и фиксации, ингибиторные клапаны, скважинные камеры, циркуляционные клапаны, приёмные клапаны, глухие пробки. Помимо этого в состав скважинного  оборудования входят разъединитель  колонны, телескопическое соединение, пакеры и якори.