Оборудование фонтанных скважин
При фонтанной эксплуатации подъем газонефтяной смеси от забоя до устья скважины осуществляется по колонне насосно-компрессорных труб, которые спускают в скважину перед освоением. Необходимость их спуска вызвана рациональным использованием энергии газа, улучшением выноса песка, уменьшением потерь на скольжение газа и возможностью сохранить фонтанирование при меньших пластовых давлениях.
На устье скважины монтируют фонтанную арматуру, которая представляет собой соединение различных тройников, крестовиков и запорных устройств. Эта арматура предназначена для подвешивания насосно-компрессорных труб, герметизации затрубного пространства между трубами и обсадной колонной, контроля и регулирования работы фонтанной скважины.
Фонтанные арматуры изготовляют крестового и тройникового типов (рис.39) Состоит она из трубной головки и фонтанной елки. Трубная головка предназначается для подвески насосно-компрессорных труб и герметизации затрубного пространства между ними и эксплуатационной колонной.
Фонтанная елка служит для направления продукции скважины в выкидные линии, а также для регулирования и контроля работы скважины. Фонтанная елка имеет две или три выкидные линии. Одна из них запасная. В тройниковой арматуре нижняя выкидная линия — запасная. На рабочей линии (верхней) запорное устройство всегда должно быть открыто, а на запасной — закрыто.
Рис. 39-Фонтанная арматура: а — крестовая; б — тройниковая |
Стволовые запорные устройства должны быть открытыми. Запорное устройство, расположенное внизу ствола фонтанной арматуры, называется главным. В тройниковой арматуре выкидные линии направлены в одну сторону. При выборе типа фонтанной арматуры следует учитывать, что крестовины быстрее разъедаются песком, чем тройники.
В соответствии с ГОСТ 13846—74 фонтанные арматуры должны выпускаться на рабочее давление 70, 140, 210, 350, 700 и 1000 кгс/см2.
Запорные устройства на фонтанных арматурах могут быть двух типов: в виде задвижки или крана. Тип арматуры выбирают по максимальному давлению, ожидаемому на устье скважины.
На выкидных линиях после запорных устройств в некоторых случаях устанавливают приспособления (штуцеры) для регулирования режима фонтанной скважины. Штуцер представляет собой болванку со сквозным отверстием.
Для контроля за работой фонтанной скважины на арматуре устанавливают два манометра: один — на буфере (верх ее), второй — на отводе крестовика трубной головки (для измерения затрубного давления).
Фонтанная арматура соединяется с групповыми установками выкидными линиями. Схемы обвязок фонтанных скважин в зависимости от дебита, давления, содержания песка, парафина применяют различные.
Газлитный способ эксплуатации
На рис.40редставлена принципиальная схема газлифтной скважины. Сущность процесса подъема продукции скважин при газлифтной эксплуатации заключается во введении в подъемник компримированного газа в объеме Vг.
Физической сущностью газлифтной эксплуатации является снижение плотности образующейся при закачке газа в подъемник газожидкостной смеси до такой величины, чтобы давление на приеме Рпр оказалось достаточным для преодоления всех сопротивлений в подъемнике.
Этот способ эксплуатации, являясь достаточно простым с технической и технологической точек зрения, в определенных условиях может оказаться экономически неэффективным. Для его реализации необходимы, как правило, посторонний источник газа и строительство дорогостоящих компрессорных станций, системы подготовки газа и его распределения по добывающим скважинам.
Рис. 40-Газлифтная скважина 1 — добываемый газ; 2 — закачиваемый газ. |
Газлифтная эксплуатация характеризуетсясравнительно невысоким коэффициентом полезного действия, и, кроме того, удельный расход газа на подъем единицы продукции из скважины увеличивается (иногда существенно) при обводнении скважины. При определенной обводненности продукции удельный расход газа и низкий коэффициент полезного действия могут стать причинами экономически нерентабельной эксплуатации.
Дата добавления: 2016-02-24; просмотров: 1040;