Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин

Фонтанная арматура для нефтяных и газовых скважин

Фонтанная арматура для нефтяных и газовых скважин — это комплекс оборудования, монтируемого на устье скважины, обеспечивающий безопасное и эффективное управление давлением, потоком жидкостей и газов. Она играет ключевую роль в обеспечении безопасности буровых работ, а также стабильной эксплуатации. Имеет сложное устройство, включающее колонную и трубную головки, фонтанную елку, а также манифольд.

В этой статье мы погрузимся в детали конструкции, функций и роли фонтанной арматуры в процессе бурения.

Функции фонтанной арматуры

Среди основных функций оборудования:

• Управление давлением и потоком жидкостей и газов
• Обеспечение безопасности буровых работ
• Поддержание стабильной эксплуатации скважин

Устройство фонтанного оборудования

В общем виде, устройство фонтанной арматуры состоит из следующих 5 составляющих:

Колонная головка

Колонная головка в фонтанной арматуре для нефтяных и газовых скважин — элемент оборудования, который служит для контроля над давлением и управления потоком углеводородов во время бурения и после его завершения.

Колонная головка обеспечивает:

Трубная головка

Трубная головка в фонтанной арматуре – элемент оборудования, располагаемый на поверхности, предназначенный для поддержки и уплотнения фонтанных труб и обеспечения безопасной эксплуатации. Используется для соединения между подземными частями скважины и оборудованием на поверхности.

Также трубная головка обеспечивает:

Фонтанная ёлка

Фонтанная ёлка — это комплексное устройство в фонтанной арматуре, предназначенное для управления давлением и потоком углеводородов, добытых из подземных скважин. Внешне устройство напоминает ёлку своим распределением клапанов и ответвлений, отсюда и такое название.

Помимо контроля давления в скважине, фонтанная ёлка обеспечивает:

В состав оборудования входят запорные регулирующие устройства (штуцеры), а также фитинги (катушки, тройники и т.д.). Именно через них и происходит соединение, а также взаимодействие отдельных компонентов фонтанной арматуры.

Манифольд

Манифольд фонтанной арматуры — это система труб и клапанов, которая управляет потоком добываемых углеводородов. Он позволяет перераспределять, регулировать и изолировать потоки полезных ископаемых от различных скважин.

Манифольд играет ключевую роль в безопасности и эффективности производства. Обеспечивает оперативное перенаправление потоков в случае аварийных ситуаций и подключения дополнительного оборудования.

Схемы разработки и установки фонтанной арматуры

Алгоритм и этапы установки фонтанной арматуры определяются характеристиками скважины, геологическими условиями местности и техническими требованиями производства. В общем понимании, выделяют 5 основных этапов:

1. Анализ параметров скважины для выбора подходящей арматуры: давление, температура, характеристики углеводородов и геологические условия;
2. Определение необходимых компонентов: фонтанная ёлка, клапаны, манифольды, уплотнители и прочие элементы;
3. Закрепление фонтанной арматуры на верхней части скважины, устье. Соединение с буровой установкой и системами контроля;

Проверка герметичности

Проверка герметичности соединений, испытания на предельные давления, функциональные тесты клапанов и других устройств;

Регулярный контроль состояния арматуры, замена изношенных частей, реагирование на аварийные ситуации.

Классификация фонтанных арматур

В зависимости от различных параметров и условий эксплуатации, фонтанная арматура может быть классифицирована по следующим критериям.

По назначению

Правильный выбор и эксплуатация фонтанной арматуры критически важны для успешной работы нефтегазовых объектов. Доверяйте вопросы компоновки, разработки и установки оборудования только компаниям, имеющим квалифицированные кадры и прикладные знания в данном вопросе.

Ики юз али — уч юз, — так в руководителю писал на азербайджанском языке Михаил Шалавин, начальник экспедиции по разведке нефти на будущем Шаимском месторождении. Короткая фраза означала: Скважина дает 250–300 тонн в сутки — и была посвящена тому, что забил первый фонтан промышленной нефти в Сибири. Скважина №6 начала фонтанировать в июне 1960 года.

Времена, когда можно было добывать нефть, просто пробурив вертикальное отверстие над месторождением, уходят в прошлое. Сегодня для получения углеводородов создают цифровую модель структуры недр и строят нефтяные скважины сложной формы, похожие на корневую систему растений. Мы поговорим о том, как устроены и работают нефтяные скважины на современных месторождениях.

На стыке ботаники и геологии

Устройство нефтяных скважин на месторождениях можно сравнить с корневой системой растения. Биологи выделяют два основных типа таких систем: стержневая и мочковатая. Стержневая — это один главный корень с боковыми отростками меньших размеров. Мочковатая похожа на перевернутую крону дерева — в ней нет одного главного ствола. Современные скважины совмещают в себе элементы обеих систем: все они начинаются с вертикального отрезка, а дальнейшее строение зависит от особенностей конкретного месторождения.

На крупных одиночных месторождениях обычно строят вертикальные или наклонные скважины. Давайте разберемся, как выглядит и работает нефтяная скважина на таких месторождениях. Наклонные нужны для доступа к залежам, например, под водоемами или сложным рельефом. Также их создают, чтобы сократить число: от одной скважины можно сделать несколько ответвлений.

На месторождениях с пластом толщиной 5–10 метров строят горизонтальные скважины в форме перевернутой буквы Г. Если узких пластов много, скважину делают многозабойной — от центрального ствола прокладывают несколько горизонтальных ответвлений. Все эти типы скважин похожи на стержневую корневую систему растений.

Многоствольные скважины

Когда нужно получить доступ к залежам на разных глубинах, разделяют сам стержень. Такая многоствольная скважина похожа на второй тип корневых систем растений — перевернутую крону дерева. Чаще всего многоствольные или многозабойные скважины строят с 2–6 горизонтальными стволами. Как и двух одинаковых отпечатков пальцев, двух одинаковых многоствольных скважин в мире не существует.

Скважины фишбон

Скважины фишбон () — подвид многоствольных. В них горизонтальный отрезок ветвится во все стороны. Фишбоны считаются сверхсложными и во много раз повышают отдачу месторождения. Принцип работы нефтяных скважин таких типов позволяет максимально эффективно извлекать ресурсы.

На Восточно-Мессояхском — самом северном в России континентальном месторождении — состоят из 6–10 многозабойных скважин (с фишбонами по 4–6 стволов), а на Тазовском — в кустах по 24 скважины, и практически все из них двуствольные. Расчеты траекторий делают инженеры по бурению и геологи, самим бурением занимаются буровые мастера.

Подземное лавирование

Пуская корни, растения раздвигают ими почву. Буровым мастерам приходится работать с гораздо более твердыми породами. Пробиться сквозь недра помогает буровое , прикрепляемое на нижнюю часть колонны из металлических труб. Перемолотую породу вымывают из скважины, а колонну постепенно удлиняют. В скважину под давлением подается буровой раствор — он смазывает и охлаждает долото, компенсирует давление пластов и вымывает перемолотую породу на поверхность. Состав подбирают под конкретную породу, так ее частицы не оседают на дно и не мешают процессу.

Бурением управляют с помощью винтового забойного двигателя (ВЗД) и роторных управляемых систем (РУС). В винтовом забойном двигателе бурильные трубы не вращаются, а крутится только долото. Это происходит благодаря роторному гидравлическому механизму, который использует энергию бурового раствора — преобразует потенциальную энергию во вращательное движение вала. В России 70–80% скважин бурят с использованием ВЗД.

Роторные управляемые системы — более дорогой механизм, который используют при бурении самых сложных скважин, горизонтальных ответвлений, идущих через тонкие пласты толщиной 1–2 метра на глубине нескольких километров. В них из-за трения в наклонных участках вес колонны не полностью преобразуется в полезную нагрузку. Чтобы вес полностью преобразовывался в нагрузку, в роторных управляемых системах вращаются бурильные трубы и сохраняется возможность направлять долото по заданной траектории.

эксперт по бурению в Газпром нефти

Роторные управляемые системы

Роторные управляемые системы разделяют по способу управления траекторией бурения: с помощью толкающих лопаток или изгибающегося вала. Первые системы отталкиваются от стенки скважины специальными лопатками, установленными на корпусе над долотом.

Системы с изгибающимся валом отдаленно напоминают руку куклы с шарниром: изгиб вала-шарнира позволяет направить долото в нужном направлении. Именно роторные управляемые системы позволили нам строить горизонтальные скважины длиной более пяти тысяч метров.

Бурение как путешествие в пространстве и времени

Даже высокоточное предварительное сканирование и проведенное геологами моделирование не позволяют составить идеально точную карту земных недр. Чтобы улучшить видимость под землей, буровые инструменты оснащены датчиками, которые в режиме реального времени передают буровым мастерам данные о строении пласта в Центр управления бурением (ЦУБ).

Он может находиться в тысячах километров от самого месторождения, например в Санкт-Петербурге, и круглые сутки 365 дней в году сопровождать строительство скважин в любом регионе России.

Датчики

Датчики располагают в 15–30 метрах от долота, поэтому данные приходят с небольшой задержкой. Ее устраняют с помощью нейросети, которая предсказывает показания по косвенным данным: уровню вибраций, нагрузке на долото, скорости бурения и вращения ротора. В ходе испытаний искусственный интеллект предсказывал изменение горной породы с точностью около 70%. Чем больше данных — тем выше точность.

Развитие технологий бурения

Нетрудно представить, сколько людей работает над тем, чтобы технологии бурения обеспечивали эффективность добычи, точность и работоспособность в суровых условиях. Пройдет не так много времени, и эти же люди усовершенствуют системы, создадут инновации, которые дадут нефтяной отрасли еще большие возможности.

Устройство нефтяных скважин постоянно совершенствуется, открывая новые горизонты в добыче и повышении ее эффективности.

Принцип фонтанной эксплуатации нефтяных скважин

Существуют три основных способа эксплуатации нефтяных скважин:

• Фонтанная эксплуатация скважин – это способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъем полезного ископаемого на поверхность осуществляется за счет действия природной энергии.

Забить и найти эксперта по НЕФТЕГАЗОВОМУ ДЕЛУ

Демьян Бондарь

Эксперт по предмету Нефтегазовое дело

преподавательский стаж — 5 лет

Оборудование для фонтанной эксплуатации является самым надежным и простым как в эксплуатации, так и при его монтаже. При фонтанной эксплуатации подъем нефти производится по колонне насосно-компрессорных труб, спускаемых в скважину перед процессом освоения. На устье скважины монтируют фонтанную арматуру, которая используется для подвешивания колонны. Фонтанирование скважины происходит за счет энергии расширения газа, который растворен в нефти и энергии гидростатического напора. Фонтанирование происходит на новых месторождениях, где достаточен запас пластовой энергии, то есть давления на забое скважины хватает для преодоления гидростатического давления, установившегося на столбе жидкости скважины.

Оборудование фонтанных скважин

Условия эксплуатации фонтанных скважин требуют герметизации устьевого оборудования, необходимости полного закрытия скважины под давлением, разобщения межтрубного пространства. Все эти требования выполняются установкой на устье фонтанирующей скважины колонны головки и фонтанной арматуры с манифольдом. К наземному оборудованию относятся:

Манифольд – это часть нефтегазовой арматуры, который представляет собой трубопроводы, закрепленные на общем основании, рассчитанные на высокое давление, снабженные необходимой арматурой и соединенные по определенной схеме.

Схема манифольда изображена на рисунке ниже.

Рисунок 1. Схема манифольда. Автор24 — интернет-биржа студенческих работ

«Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин» 👇

1 – отвод; 2 – скважина, оборудованная гидроприводом; 3 – ответный фланец; 4 – обратный клапан; 5 – тройник; 6 – дроссель; 7 – манометр; 8 – разделитель сред; 9 – игольчатый вентиль; 10 – инструментальный фланец; 11 – соединительный ниппель; 12 – крестовина; 13 – задвижка, оборудованная ручным приводом; 14 – сепаратор; 15 – фланец-адаптер; 16 – пробка; 17 – гаситель

Фонтанная арматура устанавливается на колонную головку. Она состоит из трубной обвязки и фонтанной елки. Трубная обвязка устанавливается на колонную обвязку и предназначена для обвязывания скважинных трубопроводов, управления потоком скважинной среды в затрубном и межтрубном пространстве, а также его контроля. Конструкция фонтанной арматуры выполнена таким образом, что обеспечивает возможность измерения давления на верхнем буфере фонтанной елки и давления с температурой среды на боковом ее отводе. Фонтанная арматура изготавливается в виде блоков, а также оборудуется автоматическими предохранительными устройствами, которые управляются дистанционно.

Фонтанная елка устанавливается на трубную обвязку для осуществления контроля и регулирования движения потока скважинной среды по скважинному трубопроводу, а также его направлению в промысловый трубопровод.

При оборудовании нефтяной скважины концентрическими насосно-компрессорными трубами трубы, имеющие больший диаметр вешаются на резьбовом соединении крестовины, устанавливаемой на крестовине, герметизирующей затрубное пространство. Трубы меньшего диаметра вешаются резьбе стволовой катушки, которая размещается над крестовиком.

Для обеспечения бесперебойной и продолжительной работы скважины фонтанном режиме большую роль играет регулирование пластовой энергии, которое осуществляется за счет изменения объема нефти, поступающего на поверхность из скважины, то есть дебита. С этой целью в отводе фонтанной елки сбоку устанавливается штуцер-вставка, изготовленный из стойкого по отношению к износу материала с калиброванным отверстием определенного диаметра. Обычно диаметр штуцера равен 15 миллиметрам или больше. Используются как быстро сменяемые штуцеры, так и быстрорегулируемые забойные штуцеры, устанавливаемые в трубах на любой глубине. Удерживаются эти штуцеры при помощи пакеров. Спуск штуцеров производится стальным канатом при помощи лебедки.

Снижение давления на пласт осуществляется при помощи свабирования; последовательной замены глинистого раствора в скважине газожидкостной или жидкостной смесью, имеющей меньшую плотность; использования азота или инертного газа.

Диаметр подъемных труб определяется опытным путем и зависит от глубины скважины, пластового давления (внутренняя энергия пласта), ожидаемого дебита, а также условий эксплуатации. Трубы опускаются в скважину до фильтра эксплуатационной колонны.

Не понимаешь, как писать работу?