Геолого-промислова характеристика нафтогазового родовища (стр. 6 из 9)
Обладнання фонтанних свердловин
Обладнання фонтанних свердловин ділять на підземне і наземне. До підземного обладнання відносять насосно-компресорні труби (НКТ), із яких складається фонтанний підйомник; до наземного – колонну головку, фонтанну арматуру та викидні лінії.
Колона фонтанних труб, що спускаються у свердловину, призначена для підйому рідини і газу на поверхню, запобігаючи корозійному й ерозійному зношенню колони обсадних труб при видобуванні нафти, яка містить воду та пісок, регулювання режиму роботи фонтанної свердловини, запобігання утворенню на вибої стовпа води чи піщаної пробки, заглушення свердловини закачуванням рідини, промивання свердловини й обробки привибійної зони пласта із застосуванням різних методів впливу; захисту обсадної колони від високого тиску, що виникає при обробленні свердловин.
Для обладнання фонтанних свердловин застосовують безшовні, тобто цільнотягнуті НКТ діаметром 38, 50, 62, 73, 89, 102 і 114 мм із товщиною стінок від 4 до 7 мм, довжиною 5,5 – 10 м (у середньому 8м). Труби виготовляють із сталей груп міцності Д, К, Е, Л, М із високими механічними властивостями.
НКТ випускають двох типів: із висадженими назовні кінцями і гладкі (однакового розміру по всій довжині) (рис. 4.2). Гладкі труби нерівноміцні: міцність їх у нарізній частині становить 80 – 85 % міцності ненарізної частини. У труб із висадженими назовні кінцями міцність у нарізній частині дорівнює міцності тіла труб у гладкому місці.
Фонтанна арматура застосовується для герметизації гирла свердловини, направлення руху газорідинної суміші у викидну лінію, регулювання і контролю режиму роботи свердловини утворенням протитиску на вибої.
Фонтанну арматуру збирають із різних фланцевих трійників, хрестовиків та запірних пристроїв (засувок чи кранів), які з'єднуються між собою за допомогою болтів. Герметизують з'єднання металевим кільцем з овальним поперечним перерізом, яке вставляють у канавки на фланцях, а потім стягують болтами.
Фонтанна арматура складається з трубної головки і фонтанної ялинки. Трубну головку встановлюють на колонну головку. Вона призначена для підвішення фонтанних труб і герметизації кільцевого простору між фонтанними трубами й експлуатаційною колоною, а також для проведення різних технологічних процесів, пов'язаних з освоєнням і промивкою свердловини, видаленням відкладень парафіну з фонтанних труб, піску з вибою та ін.
Рисунок 4.2 - Насосно-компресорні труби і муфта
Труби: а – з висадженими кінцями; б – гладкостінні; в – з'єднуюча муфта
Трубна головка (рис. 4.3) складається з хрестовика 1, трійника 3 та перевідної котушки 5. Трійник установлюють при обладнанні свердловин дворядним підйомником. При цьому перший ряд труб кріпиться до перевідної котушки за допомогою перевідної втулки 4, а другий ряд труб – за допомогою перевідної втулки 2. При обладнанні свердловин лише одним рядом фонтанних труб трійник на арматурі не встановлюють.
На хрестовику та трійнику трубної головки ставлять запірні засувки 12, які призначені для з'єднання технологічного обладнання міжтрубним чи кільцевим простором, а також для їх герметизації.
Фонтанна ялинка встановлюється на трубну головку. Вона призначена для направлення продукції свердловин у викидні лінії, регулювання відбору рідини та газу, проведення різних дослідницьких і ремонтних робіт, а також за необхідності для закриття свердловини.
Фонтанна ялинка складається із трійників 13, центральної засувки 6, буферної засувки 14, засувок 7 на викидних лініях для переведення роботи свердловини на одну з них. Буферна засувка 14 призначена для перекриття та установки лубрикатора, який застосовується для спуску в свердловину скребків, різних свердловинних вимірювальних приладів під тиском, не спиняючи роботу фонтанної свердловини. При експлуатації свердловини на буферну засувку встановлюють буферну заглушку 9 з манометром 10.
Усі засувки фонтанної ялинки, крім засувок на одній із викидних ліній, при роботі свердловини повинні бути відкриті. Центральну засувку 6 закривають лише в аварійних випадках, направляючи рідину через міжтрубний простір у викидні лінії трубної головки.
При роботі свердловини газорідинну суміш із підйомних труб через відкриту центральну засувку направляють в один із викидів і далі по викидному трубопроводу в групові сепараційні замірні установки. Для регулювання режимів роботи фонтанних свердловин створенням протитиску на вибої на викидах фонтанної ялинки встановлюють різної конструкції штуцери 8, які являють собою втулки з каліброваними отворами від 1,5 до 20 мм.
Штуцери випускаються дискового чи втулкового типів. Штуцери дискового типу застосовують на свердловинах, що працюють із піском. Для продовження термінів дії втулкові штуцери виготовляють із високоміцних сплавів – побідиту, самоколу, кераміки, термокорунду або зносостійкої пластики.
Фонтанну арматуру розрізняють між собою за міцністю та конструктивними ознаками: за робочим чи пробним тиском, розміром прохідного перерізу стовбура, конструкцією фонтанної ялинки і кількістю рядів фонтанних труб, що спускаються в свердловину, виду запірних пристроїв.
Газліфтна експлуатація свердловин
Принцип газліфтної експлуатації свердловин
Коли пластової енергії недостатньо для підйому рідини з вибою, переходять на механізований спосіб експлуатації свердловин. Один із механізованих способів експлуатації свердловин – газліфтний спосіб. Газ подається в кільцевий простір і витісняє рідину в НКТ. Стиснутий газ, доходячи до підошви НКТ, проникає в них, газуючи рідину. Бульбашки газу підіймаються по НКТ, захоплюючи за собою рідину. Оскільки щільність газорідинної суміші менша від початкової щільності рідини, протитиск на пласт знижується й за рахунок різниці між пластовим і вибійним тиском рідина надходить із пласта в свердловину.
Таким чином, принцип дії газліфта схожий на принцип дії фонтанного ліфта, оскільки в обох випадках підйом рідини з вибою на поверхню відбувається за рахунок розширення газу. Але на відміну від фонтанної експлуатації, при газліфтному способі робочий агент до підошви підйомних труб уводиться з поверхні або перепускається із вище- чи нижчележачого високонапірного газового пласта.
В якості робочого агента при газліфтній експлуатації свердловин застосовують природний чи нафтовий вуглеводневий газ або повітря. В першому випадку система називається газліфтом, в другому – ерліфтом. Використання повітря в якості робочого агента має ряд суттєвих недоліків.
Спосіб експлуатації нафтових свердловин із застосуванням робочого агента, стиснутого за допомогою компресорів, називається компресорним. Якщо в якості робочого агента застосовують природний газ високонапірних газових покладів, система називається безкомпресорним газліфтом.
Газліфтний підйомник складається з двох каналів чи трубопроводів: одного для подачі робочого агента, другого – для підйому газорідинної суміші. Труби, по яких закачується робочий агент, називаються повітряними, а по яких відбувається підйом газорідинної суміші – підйомними.
Рисунок 4.3 - Фонтанна арматура трійникова:
1 – хрестовик; 2, 4 – перевідні втулки; 3 – трійник; 5 – перевідна котушка; 6 – центральна засувка; 7 – засувки; 8 – штуцери; 9 – буферна заглушка; 10 – манометр; 11 – проміжна засувка; 12 – засувка; 13 – трійники; 14 – буферна засувка
Рисунок 4.4 - Принципові схеми газліфтних свердловин
Конструкції: а – однорядна; б – дворядна; в – півторарядна
Якщо газліфтна свердловина обладнана двома рядами труб, робочий агент подається по кільцевому простору між першим і другим рядами труб, а газорідинна суміш піднімається по підйомних трубах. При цьому між обсадними трубами та другим рядом труб установлюється новий рівень, який називається динамічним (
), який завжди нижче від статичного. Тиск стовпа рідини висотою від вибою до динамічного рівня рівний вибійному тиску 
. (4.1)Положення статичного і динамічного рівнів визначаються співвідношеннями
; 
(4.2)Відстань від гирла до динамічного рівня
, (4.3)де Н – глибина свердловини.
Тиск біля підошви підйомних труб
, (4.4)де
– довжина підйомних труб; 
– глибина занурення підйомних труб нижче від динамічного рівня.Із формули (4.4) знаходимо глибину занурення
.Відношення глибини занурення до всієї довжини підйомних труб називається відносним зануренням
. (4.5)Переваги та недоліки газліфтного способу експлуатації нафтових свердловин
Основними перевагами газліфтного способу є:
– простота конструкції обладнання, в свердловину не спускаються механізми, які труться, а отже, і швидко зношуються;