Нефтяная скважина схема


3. Устройство нефтяной скважины

Процесс сооружения скважины путём разрушения горных пород называется бурением. Скважиной называют горную выработку круглого сечения, сооружаемую без доступа в неё людей, у которой длина во много раз больше диаметра.

Рис. 3.1. Основные элементы скважины

Верхняя часть скважины, расположенная на земле, называется устьем, дно скважины забоем, боковая поверхность стенкой, а пространство, ограниченное стенкой, стволом скважины (рис. 3.1). Длина скважины – это расстояние от устья до забоя по оси ствола, а глубина – проекция длины на вертикальную ось. Длина и глубина численно равны только для вертикальных скважин, а для наклонных и искривлённых скважин не совпадают.

Крепление ствола скважины осуществляется при помощи колонн обсадных труб разного диаметра, концентрически расположенных одна в другой (рис. 3.2).

Так как устье скважины обычно лежит в зоне легкоразмываемых пород, его необходимо укреплять. Для этого сначала бурят шурф – колодец длиной 4…8 м до глубины залегания устойчивых горных пород. В колодец устанавливают трубу, а пространство между трубой и стенкой породы заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором. Этот участок называется направлением.

Рис. 3.2. Схема крепления ствола скважины колоннами обсадных труб:

1 – направление; 2 – кондуктор; 3 – промежуточная колонна;

4 – эксплуатационная колонна; 5 – нефтяной пласт

Далее бурится участок на глубину от 50 до 400 м диаметром до 900 мм. Этот участок скважины закрепляют с помощью колонны обсадных труб, которую называют кондуктор. Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора перекрываются верхние водоносные горизонты, а также неустойчивые, мягкие и трещиноватые породы, осложняющие процесс бурения.

После установки кондуктора не всегда удаётся пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых сложных горизонтов или из-за необходимости изолирования продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют ещё одну колонну обсадных труб, называемую промежуточной. Если продуктивный пласт залегает очень глубоко, то количество промежуточных колонн может быть больше одной.

Последняя, самая длинная колонна обсадных труб называется эксплуатационной колонной. Она предназначена для перекрывания продуктивного пласта, для поступления нефти внутрь эксплуатационных труб. Во избежание перетока нефти и газа в вышележащие горизонты, а воды в продуктивные пласты, пространство между эксплуатационной колонной и стенкой скважины также заполняют цементным раствором.

Для извлечения нефти из пласта применяют различные методы. В большинстве случаев (более 90%) скважину бурят до подошвы продуктивного пласта. Затем производится вскрытие пласта.

Рис. 3.3. Схема поступления нефти в ствол скважины после вскрытия пласта:

1 – эксплуатационная колонна; 2 – цементное кольцо; 3 – нефтяной пласт;

4 – подошва пласта

Для этого в нижней части эксплуатационной колонны, находящейся в нефтяном пласте, с помощью специальных аппаратов-перфораторов простреливают ряд отверстий в стенке трубы и цементном кольце. Эти отверстия служат каналами для поступления нефти внутрь эксплуатационных труб (рис. 3.3).

Если нефтяной пласт сложен плотными породами, то призабойную зону не цементируют или эксплуатационную колонну опускают только до кровли пласта (открытый забой).

Скважины, предназначенные для добычи нефти и газа, называются эксплуатационными.

При поиске, разведке и разработке нефтяных месторождений применяются и другие виды скважин. Для закачки в пласт воды, газа применяют нагнетательные скважины. Опорные скважины предназначены для изучения состава и возраста пород. Параметрические скважины закладываются для уточнения геологического строения и перспектив нефтегазоносности района. Структурные скважины бурятся для выявления перспективных площадей и их подготовки к поисково-разведочному бурению Поисковые скважины бурят с целью открытия новых залежей. Разведочные скважины бурятся для изучения размеров и строения залежи, для подсчёта запасов нефти и газа и проектирования её разработки. Наблюдательные скважины бурят для контроля за разработкой залежей.

studfiles.net

Что представляет из себя конструкция скважины?

Чаще всего скважины используются при добывании нефти, при геологической разведке, строительстве и добывании воды. Поэтому конструкция скважины будет напрямую зависеть от сферы применения.

Схема конструкций скважин при роторном бурении

Понятие скважины

В общем виде, под ней понимается выработка в форме цилиндра, диаметр которой в несколько раз меньше, чем ее глубина. Для ее монтажа используются специально предназначенные для этого технологии и оборудование. Отличительной особенностью колодца является то, что человек не имеет к нему доступа. Там, где скважина берет начало, лежит устье, ее днище — забой, а внутренняя боковая поверхность — стенки. Обычно конструкция скважины подразумевает, что ее диаметр колеблется от 2,5 см до 3 м.

Конструкция артезианской скважины.

Выделяют по расположению и по сфере применения следующие виды конструкции скважины:

  • горизонтальные и вертикальные;
  • наклонные;
  • газовые и нефтяные;
  • разведочные;
  • водозаборные и артезианские;
  • законтурные и опорные.

Таким образом, конструкция скважины представляет собой план устройства, у которого указан начальный, конечный и промежуточный диаметр инструмента для бурения и все параметры обсадных колонн.

От конструкции скважины зависит ее устройство. Необходимо учитывать условия работы, возможный износ колонн в период самой максимальной нагрузки. От этого зависит надежность и стабильность работы конструкции в целом.

Прежде чем приступать к проектированию конструкции скважины необходимо учесть геологические и технико-экономические факторы, выяснить, какое оборудование будет использовано, какова техника монтажа и т.д.

Вернуться к оглавлению

Чтобы спроектировать схему скважины для добычи нефти, необходимо выполнять следующие правила:

  1. Доступ к геологическому и физическому оборудованию и к глубинному оборудованию на ее дне должен быть открытым в любое время.
  2. Следует предотвратить случайный обвал стенок скважины, т.е. выполнить ряд мероприятий, которые этому помешают.
  3. Соблюдать автономность пластов скважины, то есть их независимость друг от друга.
  4. Если возникнет необходимость, начало скважины подвергнут герметизации.

Вернуться к оглавлению

Установка роторного бурения, используемая для бурения на большие глубины.

Схема конструкции скважины обычно стандартна. На глубину приблизительно 30 м бурят ствол большего диаметра. Туда опускают специальную трубку (по-научному — направление) и кладут цемент в свободное пространство, то есть между стенками скважины и горными породами. Благодаря данной трубке слой почвы наверху не размоется при дальнейшей обработке. Затем процедура бурения продолжается, но уже трубой меньшего диаметра. Это происходит до тех пор, пока не дойдет до глубины 500-700 м.

После этого снова опускается металлическая трубка (кондуктор) диаметром 16,8 см и цементируется свободное пространство (опять между станками). Далее бурение снова возобновляют и продолжают уже до конечной глубины, которая указывалась в проекте. Потом опускают эксплуатационную колонну, диаметр ее должен равняться 146 мм. Свободное пространство между боковыми поверхностями обязательно цементируется, от дна и до самого начала. По необходимости между эксплуатационной трубой и кондуктором опускают еще одну трубу — техническую.

Вернуться к оглавлению

Ориентируясь на месторасположения скважины, бурят различные ее типы. В результате они могут быть пробурены:

  • с наклонным направлением;
  • с вертикальным направлением;
  • с горизонтальным направлением;
  • со множеством стволов;
  • скважина может быть многозабойная.

К 1-му типу относят такие конструкции, у которых ствол не сильно отклоняется от вертикальной оси (не больше 5°). При превышении данного параметра скважина становится уже наклонно-направленной.

Конструкция с горизонтальным направлением является конструкцией, у которой угол отклонения от вертикальной оси приближается к 90°. Однако это бывает сделать довольно сложно, ведь прямых линий нет, все равно присутствует некий наклон. В результате горизонтальная конструкция — это ствол, который пробурили по направлению всех пластов центрального пласта.

Схема обвязки скважины при одновременном бурении и добыче нефти.

Конструкция скважин с множеством стволов и многозабойных схожа — у них есть 1 общий ствол и 1 или множество дополнительных. Разница в расположение точки, откуда идут дополнительные стволы. Если она находится намного выше продуктивного горизонта, то скважина многоствольная, а если на уровне или чуть выше, то — многозабойная.

Категории скважин добывающей промышленности

По цели создания их подразделяют на следующие виды:

  • с целью разведки;
  • с целью поиска;
  • в целях эксплуатации.

Бурение разведочных конструкций проводят в тех местах, где уже ведется добыча полезных ископаемых. Их цель — уточнить объемы запасов ископаемых и оказать помощь в составлении схемы месторождения.

Поисковая конструкция создается для поиска новых мест, где могут оказаться полезные месторождения. При создании проектов месторождений и непосредственно при их монтаже эксплуатационные конструкции делятся на следующие типы:

  • добывающие и нагнетательные;
  • резервные;
  • с целью проконтроля;
  • с целью оценки;
  • специального назначения;
  • дублирующие.

Скважины добывающие призваны достать из залежей нефть, газ и другие полезные ископаемые. Они могут еще различаться в зависимости от метода добычи.

Устройство нефтяной скважины.

Суть нагнетательных конструкций заключается в том, что они воздействуют на продуктивные пласты посредством водяного или парового нагнетания и с привлечением других веществ. Если есть необходимость, добывающую скважину можно переконструировать в нагнетательную.

Резервные конструкции создаются, чтобы вовлечь в работу определенные зоны (колодцы), которые не входят в основную локацию. Они указываются на стадии проектирования залежей с учетом различных факторов.

Контролирующие конструкции предназначены для измерения. Они подразделяются на наблюдательные и пьезометрические. 1-ый вариант подразумевает наблюдение в определенные периоды за изменениями в скважине, а 2-ой — систематическое.

Конструкции оценки бурятся для получения большего количество информации о параметрах пластов и о режиме их работы. Они нужны для выяснения границ рабочих полей и для оценки выработки запасов нефти конкретной локации месторождения.

Специальные скважины создаются с целью добычи технической воды, как подземные хранилища газа, для сброса отходных вод. Данная категория делится на 2 вида:

  1. Водозаборные. При бурении они снабжают скважины водой.
  2. Поглощающие. Они призваны откачивать промысловую воду с месторождений в поглощающие пласты.

Вернуться к оглавлению

Конструкции скважин на воду.

Скважины, у которых есть водоприемная часть, имеют самый маленький диаметр. Обычно водоприемная часть представляет собой фильтр, дырчатый или сетчатый. Если применяется гравийная засыпка, то диаметр увеличится на 5-10 см. При выборе фильтра следует учесть, что если его окружность будет менее 100 мм, то водообильность снизится.

Сама конструкция скважин будет зависеть от того, где установлено водоподъемное оборудование, какого оно типа и размера. Если в фильтр устанавливается насос, то диаметр скважины будет определяться именно в зависимости от его параметров. Если насос имеет очень большой размер, то его размещают в эксплуатационной колонне. В этом случае ее окружность определится по размеру наноса.

Стоит учесть, что чем больше диаметр скважины, тем сложнее будет ее монтаж и выше затраты. Схема скважины в любом случае должна предоставлять достаточный уровень поступления воды при минимальном снижении показателей статики.

Для спуска фильтров в скважину можно использовать обсадные или бурильные трубы. В отдельных случаях необходимо применение спускового ключа.

www.vseoburenii.ru

Устройство нефтяной скважины

Поиск Лекций

Процесс сооружения скважины путём разрушения горных пород называется бурением. Скважиной называют горную выработку круглого сечения, сооружаемую без доступа в неё людей, у которой длина во много раз больше диаметра.

Рис. 3.1. Основные элементы скважины

Верхняя часть скважины, расположенная на земле, называется устьем, дно скважины забоем, боковая поверхность стенкой, а пространство, ограниченное стенкой, стволом скважины (рис. 3.1). Длина скважины – это расстояние от устья до забоя по оси ствола, а глубина – проекция длины на вертикальную ось. Длина и глубина численно равны только для вертикальных скважин, а для наклонных и искривлённых скважин не совпадают.

Крепление ствола скважины осуществляется при помощи колонн обсадных труб разного диаметра, концентрически расположенных одна в другой (рис. 3.2).

Так как устье скважины обычно лежит в зоне легкоразмываемых пород, его необходимо укреплять. Для этого сначала бурят шурф – колодец длиной 4…8 м до глубины залегания устойчивых горных пород. В колодец устанавливают трубу, а пространство между трубой и стенкой породы заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором. Этот участок называется направлением.

Рис. 3.2. Схема крепления ствола скважины колоннами обсадных труб:

1 – направление; 2 – кондуктор; 3 – промежуточная колонна;

4 – эксплуатационная колонна; 5 – нефтяной пласт

Далее бурится участок на глубину от 50 до 400 м диаметром до 900 мм. Этот участок скважины закрепляют с помощью колонны обсадных труб, которую называют кондуктор. Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора перекрываются верхние водоносные горизонты, а также неустойчивые, мягкие и трещиноватые породы, осложняющие процесс бурения.

После установки кондуктора не всегда удаётся пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых сложных горизонтов или из-за необходимости изолирования продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют ещё одну колонну обсадных труб, называемую промежуточной. Если продуктивный пласт залегает очень глубоко, то количество промежуточных колонн может быть больше одной.

Последняя, самая длинная колонна обсадных труб называется эксплуатационной колонной. Она предназначена для перекрывания продуктивного пласта, для поступления нефти внутрь эксплуатационных труб. Во избежание перетока нефти и газа в вышележащие горизонты, а воды в продуктивные пласты, пространство между эксплуатационной колонной и стенкой скважины также заполняют цементным раствором.

Для извлечения нефти из пласта применяют различные методы. В большинстве случаев (более 90%) скважину бурят до подошвы продуктивного пласта. Затем производится вскрытие пласта.

Рис. 3.3. Схема поступления нефти в ствол скважины после вскрытия пласта:

1 – эксплуатационная колонна; 2 – цементное кольцо; 3 – нефтяной пласт;

4 – подошва пласта

Для этого в нижней части эксплуатационной колонны, находящейся в нефтяном пласте, с помощью специальных аппаратов-перфораторов простреливают ряд отверстий в стенке трубы и цементном кольце. Эти отверстия служат каналами для поступления нефти внутрь эксплуатационных труб (рис. 3.3).

Если нефтяной пласт сложен плотными породами, то призабойную зону не цементируют или эксплуатационную колонну опускают только до кровли пласта (открытый забой).

Скважины, предназначенные для добычи нефти и газа, называются эксплуатационными.

При поиске, разведке и разработке нефтяных месторождений применяются и другие виды скважин. Для закачки в пласт воды, газа применяют нагнетательные скважины. Опорные скважины предназначены для изучения состава и возраста пород. Параметрические скважины закладываются для уточнения геологического строения и перспектив нефтегазоносности района. Структурные скважины бурятся для выявления перспективных площадей и их подготовки к поисково-разведочному бурению Поисковые скважины бурят с целью открытия новых залежей. Разведочные скважины бурятся для изучения размеров и строения залежи, для подсчёта запасов нефти и газа и проектирования её разработки. Наблюдательные скважины бурят для контроля за разработкой залежей.

Способы добычи нефти

Принципиально существует два способа добычи нефти: скважинный и шахтный. Основной способ добычи нефти, залегающей на высоких глубинах (более 200-300 метров) средней и низкой вязкости (до 50 мПа*с) - фонтанный и механизированный (рис. 4.1).

Рис. 4.1. Способы добычи нефти

Фонтанный способ самый дешёвый и наименее трудоёмкий. Применяется он в начальный период разработки месторождений, когда нефть поднимается до устья скважины за счёт потенциальной энергии пласта. Условием фонтанирования является превышение пластового давления над гидростатическим давлением столба жидкости, заполняющей скважину. Все газовые скважины эксплуатируются фонтанным способом.

Для добычи нефти фонтанным способом внутрь эксплуатационной колонны опускают ещё одну колонну насосно-компрессорных труб (НКТ). Внутренний диаметр НКТ составляет 40…100 мм и подбирается опытным путём в зависимости от ожидаемого дебита и глубины скважины, пластового давления и условий эксплуатации. НКТ предохраняют обсадные эксплуатационные трубы от эрозии, выноса твёрдых частиц с забоя, обеспечивают возможность использования межтрубного пространства для различных технологических операций (введение ингибиторов коррозии, поверхностно-активных веществ, глушение скважины и т.д.).

Нефть из пласта через перфорированные отверстия в стенке эксплуатационных труб поступает внутрь скважины. Затем через башмак, который находится на нижнем конце НКТ, нефть поступает внутрь насосно-компрессорных труб и далее по ним поднимается к устью скважины (рис. 4.2).

Рис. 4.2. Схема поступления нефти из пласта

в насосно-компрессорные трубы:

1 – эксплуатационные трубы; 2 – цементное кольцо;

3 – нефтяной пласт; 4 – подошва пласта;

5 – насосно-компрессорные трубы (НКТ); 6 – башмак

Верхний конец НКТ соединяется с оборудованием устья скважины, которое предназначено для герметизации межтрубного пространства, отвода продукции скважины, проведения различных технологических операций, ремонтных и других работ.

При фонтанном, компрессорном и бескомпрессорном способах добычи нефти устье скважины оборудуется колонной головкой и фонтанной арматурой. Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной ёлки (рис. 4.3).

Рис. 4.3. Схема оборудования устья скважины:

I – колонная головка; II – трубная головка; III – фонтанная ёлка;

1 – кондуктор; 2 – эксплуатационная колонна;

3 – насосно-компрессорные трубы; 4 – коренная задвижка;

5 – задвижка с пневмоприводом; 6 – рабочая задвижка;

7 – резервная задвижка; 8 – буферная задвижка; 9 – манометр

Колонная головка предназначена для соединения верхних концов всех обсадных колонн, кроме эксплуатационной (кондуктора, промежуточной колонны), герметизации межтрубных пространств и служит опорой для фонтанной арматуры.

Трубная головка служит для обвязки насосно-компрессорных труб, герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и НКТ, для проведения различных технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Обычно трубная головка представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами и трубной подвеской. Боковые отводы предназначены для замера давления, отбора газа, закачки в межтрубное пространство воды, ингибиторов коррозии и гидратообразования, глинистого раствора при глушении скважины. Монтируется трубная головка на колонной головке.

Фонтанные ёлки по конструкции делятся на крестовые и тройниковые. На рис. 4.3 приведена схема крестовой ёлки. Фонтанная ёлка предназначена для управления потоком продукции скважины и регулирования его параметров, для установки манометров, термометров и других приспособлений, служащих для спуска и подъёма глубинных приборов.

Ёлка состоит из вертикального ствола и боковых отводов-выкидов (струн). На каждом отводе устанавливают две задвижки: рабочую 6 и резервную (ближайшую к стволу) 7. На стволе устанавливается коренная (главная, центральная) задвижка 4 и буферная задвижка 8. На отводах имеются «карманы» для термометров и штуцеры для манометров. Один боковой отвод является рабочим, второй – резервным.

Фонтанная арматура изготавливается на рабочее давление в пределах 7…105 МПа с диаметром проходного сечения ствола от 50 до 150 мм.

Тройниковая ёлка имеет также два отвода, но расположенных по высоте ствола один над другим. Верхний отвод является рабочим, нижний резервным. Такое расположение связано с тем, что тройниковая ёлка применяется в скважинах, в продукции которых содержится песок или ил. При абразивном разрушении верхнего тройника скважина переводится на работу через нижний отвод, а верхний отвод подвергается ремонту.

Крестовая ёлка компактнее, имеет меньшую высоту, её проще обслуживать.

Продукция скважины по рабочему отводу фонтанной ёлки поступает далее в манифольд, который представляет собой систему труб и отводов с задвижками или кранами (на рис. 4.3 не показано). Манифольд служит для соединения фонтанной арматуры с трубопроводом, по которому продукция скважины поступает на групповую замерную установку (ГЗУ). Манифольд имеет штуцер регулирования расхода продукции скважины, вентили для отбора проб жидкости и газа, устройство для сброса продукции на факел, предохранительный клапан. Аналогичный манифольд имеется и у резервного отвода фонтанной ёлки.

Постепенно, по мере эксплуатации месторождения, пластовое давление снижается и наступает момент, когда потенциальной энергии пласта становится недостаточно для подъёма нефти на поверхность. В этом случае применяют механизированные способы добычи нефти.

В зависимости от вида затрачиваемой внешней энергии механизированный способ нефти делится на насосный и добычу с помощью энергии сжатого газа.

Добыча нефти с помощью энергии сжатого газа заключается в искусственном уменьшении веса столба нефти, заполняющей скважину, за счёт смешения нефти с газом, подаваемым извне под давлением. В результате значительного снижения гидростатического давления столба нефти происходит её подъём на поверхность за счёт оставшейся потенциальной энергии пласта.

Этот способ делится на компрессорный и бескомпрессорный.

Компрессорный способ заключается в сжатии газа на специальной компрессорной стации последующим его нагнетании в скважину, где он смешивается с нефтью, уменьшая её плотность. Самый простой путь для этого – подача сжатого (до 5 МПа) газа в кольцевое пространство между эксплуатационными и насосно-компрессорными трубами.

По современной технологии в скважину внутрь эксплуатационных труб опускают две соосные трубы. Внутренняя труба, по которой нефтегазовая смесь поднимается наверх, называется подъёмной, а внешняя – воздушной. Подъёмная труба короче воздушной, газ подается в кольцевое пространство между этими трубами (рис. 4.4).

Рис. 4.4. Схема добычи нефти с помощью энергии сжатого газа:

I – сжатый газ; II – газонефтяная смесь;

1 – подъёмная труба; 2 – воздушная труба;

3 – эксплуатационная труба

При закачке газа нефть сначала полностью вытесняется из кольцевого пространства в подъёмную трубу, затем в эту трубу проникает закачиваемый газ и смешивается с нефтью. Плотность смеси в подъёмной трубе становится значительно меньше плотности нефти. Чтобы уравновесить давление, создаваемое столбом нефти между трубами 2 и 3, столб смеси в трубе 1 удлиняется и достигает поверхности земли.

В зависимости от того, какой газ под давлением закачивается в скважину, различают два способа компрессорной добычи нефти. Если закачивают попутный нефтяной или природный газ – это газлифт. Если закачивают воздух – эрлифт. Эрлифт применяют редко, так как при контакте с воздухом нефть окисляется и осмоляется.

Для закачки газа строят специальные газлифтные компрессорные станции.

Если в скважину подают газ без дополнительного сжатия (при наличии на месторождении газовых пластов высокого давления), такой способ называется бескомпрессорным лифтом.

При большом падении давления в пласте извлечь нефть невозможно с помощью энергии сжатого газа. В этом случае применяют насосный способ. Все применяемые насосы можно разделить на две группы: штанговые и бесштанговые.

Штанговый насос – плунжерный насос, привод которого осуществляется станком-качалкой с поверхности с помощью штанги (рис. 4.5). В нижней части имеется всасывающий клапан 1. Плунжер насоса, снабженный нагнетательным клапаном 2, подвешивается на насосной штанге 3. Станок-качалка сообщает возвратно-поступательное движение штанге.

При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан 2 закрывается, так как на него действует давление вышележащего столба жидкости и плунжер работает как поршень, выталкивая нефть на поверхность. Одновременно открывается всасывающий клапан 1 и нефть поступает в цилиндр насоса 4. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, нагнетательный клапан открывается и через полый плунжер нефть выдавливается из цилиндра насоса в насосную трубу 5. При непрерывной работе насоса в результате подкачки нефти её уровень поднимается до устья скважины.

В настоящее время около 75% действующих скважин в мире эксплуатируются с помощью штанговых насосов. Недостатками этих насосов являются громоздкость, возможный обрыв штанг, ограниченность применения в наклонных и сильнообводнённых скважинах, недостаточно высокая производительность (до 500 м3 в сутки), небольшие глубины эксплуатации (до 2,5 км).

В связи с этим, все шире применяют добычу нефти с помощью бесштанговых насосов, в качестве которых можно использовать погружные электроцентробежные, винтовые, диафрагменные, гидропоршневые, струйные насосы.

Рис. 4.5. Схема добычи нефти штанговым насосом:

1 – всасывающий клапан; 2 – нагнетательный клапан;

3 – штанга; 4 – цилиндр насоса; 5 – насосная труба

Недостатками электроцентробежных насосов являются низкая эффективность в малодебитных скважинах, падение подачи, напора и КПД для вязких нефтей и при увеличении содержания газа на приёме насоса.

При добыче высоковязких нефтей эффективны погружные винтовые насосы.

Рекомендуемые страницы:

poisk-ru.ru

Устье нефтяной скважины

Вне зависимости от добываемого ресурса, устье представляет собой крайне важный функциональный элемент системы. От него зависит производительность и эффективность добычи, а также удобство во время процесса бурения. При обустройстве нефтяных точек добычи особе внимание уделяется именно устью.

Что представляет собой устье скважины?

В независимости от того, нефтяная скважина или нет, по обобщенному определению устье – это пересечение шахтой поверхности верхнего грунта, т. е. наиболее рыхлого и неустойчивого пласта.

В нефтедобыче устройство устья скважины – это целый комплекс труб, расположенных на самом верху скважины. Там же располагается и оборудование, которое производит регулировку показателей давления внутри шахты во время бурения. Это позволяет регулировать весь процесс добычи, подстраивая оборудование под конкретные текущие требования.

Фактически, нефтяное устье выполняет несколько функций:

  • защитную – предотвращает обвал рыхлых почв;
  • собирательную – является точкой выхода всех важных составляющих скважины;
  • регулирующую – за счет оборудования можно контролировать давление внутри системы.

Немаловажно отметить, что все детали этого элемента проходят специализированную обработку для того, чтобы обеспечить максимально плотное прилегание даже во время интенсивного бурения. Такая плотная подгонка гарантирует образование крайне герметичных соединений, что в случае добычи нефтяных продуктов немаловажно: они значительно понижают или вовсе исключают образование протечек.

Все элементы рассчитаны на различное давление и подбираются сходя из требований конкретной конструкции и условий эксплуатации.

Схема устья скважины

Само устье нефтяной скважины являет собой комбинацию нескольких функциональных узлов:

  • головка обсадной колонны;
  • головка насосно-компрессорной колонны;
  • фонтанная арматура.

Все они являются важными составляющими.

Головка обсадной колонны

Головка обсадной колонны – это соединяющее звено между обсадными конструкциями и разнообразным нефтяным устьевым оборудованием. Кроме этого, она:

  • создает герметизацию пространства;
  • держит массу технической колонны;
  • удерживает эксплуатационную колонну.

По мере того, как происходит бурение, рано или поздно возникает необходимость присоединения очередного звена обсадной колонны. Для этого предназначены специальные тяжелые фитинги. Они надеваются с применением узконаправленного оборудования, которое и крепится на головку обсадной колонны, которой оснащается устье буровой скважины.

Данный элемент включает в себя захваты для удержания колоны, а также выполняет функцию по уплотнению обсадной конструкции, что позволяет как повысить её прочность, так и исключить неприятные явления вроде протечек или прорывов, устранение которых может занять немало времени.

Это оборудование применяется не только когда происходит процесс бурения, но и во время комплексных восстановительных мер. В таком случае головка используется как приспособление для контроля давления.

Постепенный монтаж тонких обсадных труб производится с использованием разнообразных адаптеров и регуляторов, а это означает, что противовыбросовый аппарат необходимо демонтировать и монтировать обратно каждый раз, как возникнет необходимость установки новой секции в скважину. Уже зафиксированные фланцы и втулки становятся единым целым с оборудованием нефтяной скважины.

Головка насосно-компрессорной колонны

Обслуживание скважин обеспечивается целым комплексом структур, оборудования и элементов, к которым относится, и головка насосно-компрессорной – или рабочей – колонны. Она опирается на головку обсадной колонны и выполняет ряд следующих функций:

  1. Поддержка и фиксация. Головка удерживает насосно-компрессорную колонну в устойчивом положении, а также несколько снижает нагрузку на неё
  2. Герметичное уплотнение. Разработка нефтяных скважин налагает определенные требования, среди которых отсутствие протечек или прорывов. Надежная герметизация позволяет снизить риски образования пробоев.
  3. Вывод управляющего оборудования. Патрубки регулирования жидкостных или газовых потоков выходят на поверхность именно через неё.

Сама головка насосно-компрессорных труб идентична обсадным конструкциям с двойным фланцем. Для того, чтобы обеспечивать должную герметизацию, головка может иметь гнездо или специальную расточку для качественного уплотнения. Конструкция устья скважины должна позволять бесконфликтное размещение оборудования, поэтому продумывать его размещение следует заранее. Бурение также не должно влиять на функционирование аппаратуры, в противном случае возможно возникновения аварийных или, в случае добычи нефтяных залежей, небезопасных ситуаций.

Фонтанная арматура

Фонтанная арматура – это целая система механизмов и приспособлений, выполняющих ряд регулирующих и контролирующих функций. Почти каждая схема устья скважины, предназначенной для добычи нефти включает в себя фонтанную арматуру. Она представляет собой комплекс устройств, предназначенных для герметизации устья фонтанирующей скважины, подвески колонн лифтового назначения, а также для контроля и управления потоками. В состав элемента входят:

  • колонная головка – связана с обсадной колонной;
  • трубная головка – связана с лифтовыми колоннами;
  • фонтанная ёлка – распределение и регулировка продукции.

Из-за своей специфики, к этому оборудованию выдвигается ряд требований:

  • способность выдерживать высокое давление;
  • возможность проведения замеров давления;
  • обеспечивать выпуск или закачку газа.

Колонная головка, располагающаяся внизу арматуры фонтанного типа, необходима для осуществления подвешивания обсадных колонн, а также герметизации.

Арматура фонтанная является важным элементом в случае нефтяных разработок, потому имеет собственный ГОСТ. В нем перечислены все типы ключевых схем, среди которых:

  • манометрическая;
  • вентильная;
  • тройниковая;
  • дроссельная.

При выборе типа необходимо ориентироваться на условия будущей эксплуатации.

Взаимодействие всех компонентов арматуры обеспечивается за счет разнообразных фланцев и хомутов, а подсоединение к трубопроводу осуществляется через манифольд. Присоединение должно проводиться по всем правилам, в противном случае возможно возникновение чрезвычайного происшествия.

Процесс добычи нефти

snkoil.com


Смотрите также