Самотлорское нефтегазовое месторождение округлой формы площадью 3000 км2 находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 750 километрах к северо-востоку от г. Тюмени и в 30 километрах от г. Нижневартовска.
Оглавление
Введение
1. Организационная структура ОАО «Самотлорнефтегаз»
1.1 История создания и развития ОАО «Самотлорнефтегаз»
1.2 Цель и виды деятельности ОАО «Самотлорнефтегаз»
2. Краткая характеристика разрабатываемых месторождений; освоение и перспективы их разработки
2.1 Характеристика месторождений нефти, разрабатываемых НГДУ
2.2 Тектоника и стратиграфия месторождения
3. Конструкция скважин, спуск обсадных калонн
3.1 Конструкция нефтяных и газовых скважин
3.2 Обсадные трубы, конструкции забоев скважин
4. Способы эксплуатации нефтяного месторождения, применяемые в ОАО «Самотлорнефтегаз»
4.1 Фонтанная эксплуатация
4.2 Газлифтная эксплуатация
4.3 Эксплуатация скважин электроцентробежными насосами (ЭЦН)
4.4 Эксплуатация скважин штанговыми насосами
5. Подземный и текущий и капитальный ремонт скважин
6. Технология и техника поддержания пластового давления заводнением
6.1 Водоснабжение систем ППД. Качество нагнетаемой воды
6.2 Водоснабжение с использованием поверхностных и грунтовых вод
7. Сбор, подготовка и переработка нефти и газа
7.1 Системы сбора нефти и газа
8. Мероприятия по охране окружающей среды
Заключение
Список используемой литературы
Введение
Самотлорское нефтегазовое месторождение округлой формы площадью 3000 км2 находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 750 километрах к северо-востоку от г. Тюмени и в 30 километрах от г. Нижневартовска. В непосредственной близости к месторождению располагаются разрабатываемые — Аганское (с запада), Мало-Черногорское (с северо-востока), Лор-Еганское (с востока), Мыхпайское (с юга) месторождения (рис.1.1).
Географически район месторождения приурочен к водоразделу рек Вах, являющейся судоходной, Ватинского Егана и правых притоков реки Обь. Рельеф слабо пересеченный. Абсолютные отметки поверхности изменяются от плюс 45 до плюс 75 метров. Заболоченная на 80% площадь представлена четвертичными аномальными и озерно-суглинистыми песчаниками мощностью до 20 метров, грунтами с прослойками и линзами мелкозернистых песков, торфа. На глубине от 200 до 350 метров распространены многолетние мерзлые горные породы с температурой от 00С до 0,50С, их общее влияние на бурение и эксплуатацию незначительно. При относительном уровне грунтовых вод проявляется в разной степени сезонное пучение глинистых грунтов, иногда песчаных грунтов, с прослойками глин. Допускаемые нагрузки на талый грунт составляют 0,5-1 кг/см2, на мерзлом 4-5 кг/см2. На площади месторождения отмечаются многочисленные озера. Наиболее крупными являются Самотлор (его площадь равна 62 км2), Кымыл-Эмтор, Белое, Окуневое, Калач, Проточное и другие. Многие озера и болота в зимний период не промерзают.
Растительность представлена смешанными лесами с преобладанием хвойных пород и кустарников, произрастающими преимущественно по берегам рек и озер.
нефтяная компания газ месторождение
Климат территории континентальный с коротким прохладным летом и продолжительной холодной зимой. Среднемноголетняя годовая температура воздуха составляет — 30С. наиболее холодным месяцем года является февраль (-250С). Самым теплым — июль (+200С). Абсолютный минимум температур — 500С, абсолютный максимум +470С. Ледостав на реках начинается в конце октября и ледоход — в конце мая.
По характеру выпадающих атмосферных осадков описываемая территория относится к районам с избыточным увлажнением. Среднемноголетнее годовое количество осадков составляет 580 мм. Основная их часть (390 мм) выпадает в виде дождей и мокрого снега с июня по ноябрь, что составляет 70% от годовой нормы. Внутри этого периода наибольшее количество осадков (30% годовой нормы) приходится на июль и август. Снеговой покров проявляется в октябре, а сходит в конце апреля. Высота его на открытых участках в среднем достигает 33 см., а на заледенелых участках может достигать 120-160 см. Промерзание почв начинается в конце октября и достигает своего максимума в середине апреля, при этом глубина промерзания достигает на открытых участках до 1,7 м. В середине июля почва полностью оттаивает.
Населенные пункты непосредственно на месторождении отсутствуют. Ближайшие населенные пункты — г. Нижневартовск, г. Мегион, п. Покур, п. Вата и другие — расположены на берегу реки Обь в 35 и более километрах от рассматриваемого месторождения. Коренное население этого района — русские, ханты и манси.
Основными отраслями хозяйства района являются нефтегазодобывающая промышленность, строительство объектов нефтяной промышленности, лесозаготовки, автомобильное хозяйство и другие.
В Нижневартовске имеется крупный аэропорт, порт речного пароходства и станция железной дороги. В настоящее время население города Нижневартовска составляет около 400 тысяч человек.
1. Организационная структура ОАО «Самотлорнефтегаз»
1.1 История создания и развития ОАО «Самотлорнефтегаз»
ТНК-ВР является одной из ведущих нефтяных компаний России и входит в десятку крупнейших частных нефтяных компаний в мире по объемам добычи нефти. Компания была образована в 2003 году в результате слияния нефтяных и газовых активов компании ВР в России и нефтегазовых активов консорциума Альфа, Аксесс/Ренова (ААР). ВР и ААР владеют компанией ТНК-ВР на паритетной основе. Акционерам ТНК-ВР также принадлежит около 50% акций компании «Славнефть».
ТНК-ВР — вертикально интегрированная нефтяная компания, в портфеле которой ряд добывающих, перерабатывающих и сбытовых предприятий в России и Украине. Добывающие активы компании расположены, в основном, в Западной Сибири (Ханты-Мансийский и Ямало-Ненецкий автономные округа, Тюменская область), Восточной Сибири (Иркутская область) и Волго-Уральском регионе (Оренбургская область).
ТНК-BP является одной из ведущих нефтяных компаний в России по объему добычи нефти. В 2006 году добыча нефти в компании составила в среднем 1,5 млн барр. /сут. В баррелях нефтяного эквивалента среднесуточная добыча нефти и газа в 2006 году составила 1,7 млн барр., а с учетом доли в компании «Славнефть» — 1,9 млн барр. /сут.
На территории г. Нижневартовска функционируют следующие компании, входящие в структуру ТНК-ВР: ООО СП «Ваньеганнефть», ОАО «Корпорация Югранефть», ОАО «Самотлорнефтегаз», ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие», ОАО «Варьеганнефтегаз», ОАО «ТНК-Нижневартовск».
ОАО «ТНК-Нижневартовск» является дочерней компанией ТНК-ВР, осуществляющей нефтегазодобывающую деятельность на территории ХМАО.
ОАО «ТНК-Нижневартовск» (прежнее название — НГДУ «Черногорнефть») было образовано в январе 1985 года и входило в состав Производственного объединения Нижневартовскнефтегаз. НГДУ «Черногорнефть» в 1991 году стало первым арендным предприятием в нефтяной отрасли.
Сегодня производственно-хозяйственный комплекс ТНК-Нижневартовск обеспечивает разработку и эксплуатацию шести месторождений (северная часть Самотлорского, Тюменское, Гун-Еганское, Новомолодежное, Никольское и Лор-Еганское) с ежегодной добычей более 8 млн тонн нефти. В состав компании входит крупнейший в регионе Белозерный центральный товарный парк с объемами сдачи нефти в систему Транснефти около 32,5 млн т/год.
ТНК-Нижневартовск придерживается концепции достижения максимальных объемов производства при минимально возможных удельных затратах. Основной компонент сохранения и увеличения уровня добычи нефти — ввод новых скважин из бурения, проведение операций гидроразрыва пласта, зарезка наклонных и горизонтальных боковых стволов Также Компания намерена создать эффективную систему поддержания пластового давления на Самотлорском месторождении.
В 2005 году предприятие стало победителем в региональном конкурсе «Лучшее природоохранное предприятие Ханты-Мансийского автономного округа». ТНК-Нижневартовск первым в регионе среди нефтегазодобывающих предприятий внедрило «Систему экологического менеджмента», получило сертификат соответствия международному стандарту ISO 14001: 2004.
1.2 Цель и виды деятельности ОАО «Самотлорнефтегаз»
Цель компании — это основополагающий элемент корпоративной культуры. Определяет стратегическое видение компании своего места на рынке и задает общий вектор развития.
Основной целью Общества, как коммерческой организации, является получение прибыли.
Предметом (видами) деятельности Общества являются:
разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений;
бурение параметрических, поисковых, разведочных, структурных, наблюдательных и эксплуатационных скважин на углеводородное сырье, воду;
добыча, транспортировка, подготовка, переработка и реализация углеводородного сырья и продуктов его переработки;
добыча подземных вод, общераспространенных полезных ископаемых (песок и др.);
ведение государственного баланса запасов нефти, газа, конденсата, попутных компонентов и учет совместно с ними залегающих полезных ископаемых в границах лицензионных участков;
обустройство нефтяных и газовых месторождений;
производство товаров народного потребления, продовольствия, продукции производственно-технического назначения, оказание услуг населению;
производство топографо-геодезических и картографических работ в составе маркшейдерских работ;
транспортная деятельность, в том числе:
перевозка грузов, пассажиров, ремонт и техническое обслуживание автотранспортных средств;
перевозка опасных грузов;
материально-техническое обеспечение нефтяного производства;
инвестиционная деятельность, включая операции с ценными бумагами;
управление всеми принадлежащими Обществу акциями акционерных обществ и иными ценными бумагами;
выполнение проектных и строительно-монтажных работ, производство строительных материалов, конструкций и изделий;
ремонт и содержание внутрипромысловых и межпромысловых автомобильных дорог и дорог общего пользования;
ведение аварийных, восстановительных и спасательных работ;
выполнение изыскательских, проектных, строительно-монтажных, научно-исследовательских, опытно-конструкторских, технологических, инжиниринговых и других работ;
организация выполнения заказов и поставок для государственных нужд и региональных потребителей производимой продукции;
изучение конъюнктуры рынка товаров и услуг, проведение исследовательских, социологических и иных работ;
организация рекламно-издательской деятельности, проведение выставок, выставок — продаж, аукционов;
посредническая, консультационная, маркетинговая деятельность, другие виды деятельности;
оказание услуг связи;
внешнеэкономическая деятельность, осуществление экспортно-импортных операций;
благотворительная, культурно-просветительная и иная некоммерческая деятельность;
обеспечение экономической безопасности Общества, сохранение его собственности, защита коммерческой тайны;
осуществление любых иных видов деятельности, не запрещенных российским законодательством.
Отдельными видами деятельности, перечень которых определяется федеральными законами, Общество может заниматься только при получении специального разрешения (лицензии).
Общество рассматривает разработку и добычу нефти как свой базовый бизнес и намерено достичь максимального прогресса на основных направлениях этого бизнеса. Для достижения своих целей общество ведет работы по внедрению передовых технологий в области интенсификации добычи нефти и нефтеотдачи пластов, разработке и внедрению комплексной программы по экологии, а так же обучению персонала новейшим методам производства и организации работ.
Стратегическими целями развития Общества, как и всего нефтяного комплекса, в соответствии с энергетической стратегией России до 2020 года являются:
стабильное, бесперебойное и экономически эффективное удовлетворение внутреннего и внешнего спроса на нефть и продукты её переработки;
обеспечение стабильно высоких поступлений в доход консолидированного бюджета;
обеспечение политических интересов России в мире;
формирование устойчивого платежеспособного спроса на продукцию сопряженных отраслей российской экономики (обрабатывающей промышленности, сферы услуг, транспорта и т.п.).
Для достижения этих целей предусматривается решение следующих основных задач развития нефтяного комплекса:
рациональное использование разведанных запасов нефти, обеспечение расширенного воспроизводства сырьевой базы нефтедобывающей промышленности;
ресурсо- и энергосбережение, сокращение потерь на всех стадиях технологического процесса при подготовке запасов, добыче, транспорте и переработке нефти;
углубление переработки нефти, комплексное извлечение и использование всех ценных попутных и растворенных в ней компонентов;
формирование и развитие новых крупных центров добычи нефти, в первую очередь в восточных районах России и на шельфе арктических и дальневосточных морей;
развитие транспортной инфраструктуры комплекса для повышения эффективности экспорта нефти и нефтепродуктов, ее диверсификация по направлениям, способам и маршрутам поставок на внутренние и внешние рынки; своевременное формирование транспортных систем в новых нефтедобывающих
2. Краткая характеристика разрабатываемых месторождений; освоение и перспективы их разработки
2.1 Характеристика месторождений нефти, разрабатываемых НГДУ
Самотлорское нефтегазовое месторождение находится в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 750 км к северо-востоку от г. Тюмени и в 15 км от г. Нижневартовска. В непосредственной близости к рассматриваемому месторождению располагаются разрабатываемые — Аганское (с запада), Мало-Черногорское (с северо-востока), Мыхпайское (с юга) месторождения.
Географически район месторождения приурочен к водоразделу рек Вах, являющейся судоходной, и Ватинского Егана, правых притоков р. Оби. Рельеф слабопересеченный, с абсолютными отметками от плюс 45 до плюс 75 метров. Площадь месторождения сильно заболочена, отмечаются также многочисленные озера. Наиболее крупными являются: Самотлор (его площадь 62 км2), Кымыл-Эмтор, Белое, Окунево, Калач, Проточное, Мысовое, Урманное и другие. Многие озера и болота в зимний период не промерзают.
Растительность представлена смешанными лесами с преобладанием хвойных пород и тальниковыми кустарниками, произрастающими преимущественно по берегам рек и озер.
Климат территории континентальный с коротким прохладным летом и продолжительной холодной зимой. Среднемноголетняя годовая температура воздуха составляет — 3°С. Наиболее холодным месяцем года является февраль (-23°С), самым теплым — июль (+18°С).
Населенные пункты непосредственно на площади месторождения отсутствуют. Ближайшие населенные пункты — г. Нижневартовск, г. Мегион, п. Покур, п. Вата и другие — расположены на берегу р. Оби в 35-ти и более километрах от рассматриваемого месторождения. Коренное население этого района — русские, ханты и манси. В мало населенном прежде районе в настоящее время быстро увеличивается численность населения в связи с привлечением специалистов и рабочих со всех концов страны.
Основными отраслями хозяйства района являются нефтедобывающая промышленность, геологоразведочные работы на нефть и газ, строительство объектов нефтяной промышленности, лесозаготовки, рыболовство и охота. 2.2 Тектоника и стратиграфия месторождения
В региональном тектоническом плане по отражающему сейсмогоризонту «Б» Самотлорская площадь расположена в Центральной части Нижневартовского свода, в пределах Тахорского куполовидного поднятия, которое объединяет Самотлорскую, Мартовскую, Северо-Самотлорскую, Белозерскую и Черногорскую структуры III порядка. /2/
Наиболее крупная из них собственно Самотлорская, расположенная в центральной и южной частях Тарховского поднятия. Структура оконтурена изогипсой минус 2120 м, имеет изометрическую форму с изрезанными контурами. Размеры ее в плане 12х15 км, амплитуда структуры около 80 м, при этом наиболее крутые углы поднятия характерны для юго-восточной части. Белозерная структура по кровле пласта БВ10 осложнена двумя куполами, оконтуренными изогипсой минус 2130 м Общие размеры структуры 6х15 км в пределах изогипсы минус 2130 м. Все локальные структуры внутри контура выражены довольно резко.
В целом Самотлорское куполовидное поднятие по замыкающей изогипсе минус 2200 м имеет размеры 32х40 км, амплитуду 150 м.
В основу стратиграфического расчленения разрезов скважин положена унифицированная стратиграфическая схема, принятая на межведомственном совещании в 1968 году в городе Сургуте.
В геологическом строении Нижневартовского свода, где расположено Самотлорское месторождение, принимают участие породы доюрского фундамента, мезо-кайнозойских терригенных отложений платформенного чехла. В разрезе последних выделяются юрские, меловые, палеогеновые и четвертичные образования.
Мегионская свита (берриас-валанжин) по литологии делится на четыре части. Нижняя сложена аргиллитами серыми и темно-серыми. На них залегает ачимовская толща, представленная переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. В пределах площади пласты песчаников именуются пластами БВ14-22, а БВ19-22 являются промышленно нефтеносными. Мощность толщи достигает 80 м. Ачимовская толща перекрывается аргиллитами темно-серыми или серыми алевролитами с прослоями песчаников. Разрез свиты завершается преимущественно песчаной толщей, в которой выделяются пласты БВ8-12. Песчаники светло-серые, серые, мелко — и среднезернистые, разделенные прослоями аргиллитов, алевролитов и карбонатных разностей. На данном месторождении промышленно-нефтеносными являются песчаники, приуроченные к пластам БВ10 и БВ8. Мощность свиты 326¸370м.
Горизонт АВ2-3 отличается высокой степенью литологической неоднородности, обусловленной частым чередованием глинистых и песчано-алевролитовых слоев переменной толщины с линзовидными обособлениями карбонатных пород. По площади распространения горизонта АВ2-3 наблюдается замещение песчано-алевролитовых отложений глинистыми в северо-западных и южных участках месторождения. На остальной территории опесчанивание или глинизация кровли, подошвы, либо средней части горизонта характеризуется незакономерным локально-пятнистым распределением. По характеру взаимоотношения песчано-алевритовых и глинистых слоев в горизонте АВ2-3 выделяется два типа разреза.
3. Конструкция скважин, спуск обсадных калонн
3.1 Конструкция нефтяных и газовых скважин
Крепление скважин необходимо для следующих целей:
. Создания герметичного и долговечного канала для подачи жидкости от эксплуатационных горизонтов на поверхность и в обратном направлении;
2. Надежного изолирования горизонтов с различными пластовыми давлениями для охраны недр и исключения осложнений;
. Закрепления стенок скважины на весь период ее службы;
. Обеспечения условий для прочного размещения на устье скважины противовыбросового и эксплуатационного оборудования.
Основной способ крепления — спуск в скважину колонны специальных труб и цементирование пространства между колонной труб и стенками скважины.
Конструкции скважин
Под конструкцией скважины следует понимать как совокупность данных о числе и глубинах спуска обсадных колонн, диаметрах обсадных труб, ствола скважины для каждой из колонн и интервалах цементирования.
Конструкция скважины состоит из следующих элементов:
Направление-первая труба или колонна труб, предотвращающая размыв или разрушение пород, которые залегают около поверхности, а также служащая для разобщения ствола скважины, сооружаемой в акватории водного бассейна, и окружающих вод и для соединения устья с очистной системой буровой установки.
Кондуктор-колонна, спускаемая в скважину после направления для стенок ствола в неустойчивых породах и для перекрытия зон осложнений, а также для изоляции артезианских и целебных вод.
Промежуточные колонны — все колонны труб между кондуктором и эксплуатационной колонной. Ими перекрывают относительно глубоко залегающие неустойчивые породы. Эксплуатационная колонна — самая внутренняя колонна труб — служит не только для изоляции и укрепления соответствующих горизонтов, но и каналом для доставки жидкости или газа из пласта иди же в пласт.
изолируют продуктивные горизонты, расположенные выше проектной глубины, а также породы, агрессивно воздействующие на промывочную жидкость.
Чаще всего верхний конец колонны труб устанавливают на устье скважин. Если верхний конец колонны располагают в скважине на значительной глубине от устья, такую колонну называют хвостовиком.
Фильтр — та часть колонны, которая состоит из труб со специально просверленными или профрезерованными отверстиями или в которой после спуска в скважину делают перфорацию
3.2 Обсадные трубы, конструкции забоев скважин
Обсадные трубыпредназначены для крепления стенок скважины после бурения и разобщения нефтеносных, газоносных и водоносных пластов.
Обсадные трубы изготавливают из сталей групп прочности С, Д, К, Е, Л, М и Р. Трубы выпускают длиной от 9,5 до 13 м с нормальной и удлиненной резьбой. В комплекте может быть не более 20% труб длиной 8 — 9,5 м и не более 10% длиной 5 — 8 м. Трубы групп прочности К, Е, Л, М, Р подвергают термообработке. Резьбы обсадных труб выполняются конусностью 1: 16; резьба муфт должна быть оцинкована и фосфатирована. На каждой трубе на расстоянии 40 — 60 м от её конца, свободного от муфты, наносится клеймо с указанием условного диаметра в мм, группы прочности, длины резьбы, толщины стенки в мм, товарного знака завода-изготовителя, месяца и года выпуска.
Отечественная промышленность выпускает также трубы повышенной прочности и герметичности: ОТТМ — 1 (обсадные муфтовые трубы с трапецеидальной резьбой, выдерживающие наибольшие нагрузки); ОТТГ — 1, ТБО — 4, ТБО — 5 (обсадные трубы с соединениями, обеспечивающие герметичность при давлении газа до 50МПа).
4. Способы эксплуатации нефтяного месторождения, применяемые в ОАО «Самотлорнефтегаз»
4.1 Фонтанная эксплуатация
В скважину с фонтанной эксплуатацией спускают НКТ. Их следует подвесить на устье скважины и направить через них продукцию скважины, для чего необходимо герметизировать пространство между НКТ и эксплуатационной колонной. Для поддержания оптимального режима фонтанирования необходимо регулировать степень использования пластовой энергии, для чего создают противодавление, как правило, на устье. Кроме того, оборудование устья должно предусматривать возможность замера давлений в затрубном пространстве и на выкиде, ввода в скважину газа или жидкости.
Эти задачи решает фонтанное устьевое оборудование, называемое фонтанной арматурой.
Условия работы фонтанной арматуры определяются:
давлением газов и газонефтяной среды со стороны скважины;
наличием мехпримесей и скоростью его движения в арматуре;
характером фонтанирования;
химическим составом газа и нефти и их температурой.
Основным фактором, влияющим на тип применяемого оборудования, является давление газа и газонефтяной смеси.
При спущенных до забоя НКТ и наличии на забое свободного газа затрубное пространство будет заполнено сжатым газом, и давление будет равно забойному давлению (без учета веса столба газа). При закрытии скважины это давление будет близко к пластовому. Следовательно, при эксплуатации пласта, содержащего свободный газ, рабочее давление фонтанной арматуры следует принимать близким к пластовому.
В первом приближении пластовое давление принимают равным гидростатическому.
Для удовлетворения различным условиям фонтанирования по ГОСТ 13846-84 арматуру изготовляют по разным схемам (рис. 3.1). Основные параметры фонтанной арматуры приведены в табл. 3.1 Зарубежные фирмы изготовляют фонтанную арматуру по стандарту АНИ6Т, что в основном соответствует нашему ГОСТу. По заказу потребителя арматура может быть изготовлена, например, на давление 210 МПа. Устье скважины заканчивается колонной головкой, которая обвязывает, т.е. соединяет между собой техническую и обсадную (эксплуатационную) колонны, и герметизирует пространство между ними. На верхний фланец колонной головки устанавливают фонтанную арматуру с манифольдом. В свою очередь, фонтанная арматура состоит из трубной головки и елки.
Трубная головка предназначена для подвески одного или двух рядов подъемных труб, их герметизации, а также позволяет выполнять технологические операции при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Колонны подъемных труб подвешивают к трубной головке на резьбе или муфте. В первом случае при однорядной конструкции лифта трубы подвешивают на стволовой катушке; при двухрядной внутренний ряд труб — на стволовой катушке, а наружный — на тройнике трубной головки. Во втором случае при однорядной конструкции лифта трубы подвешивают на муфтовой подвеске, устанавливаемой в крестовике трубной головки; при двухрядной для внутреннего ряда труб муфтовую подвеску устанавливают в тройнике трубной головки, а для наружного — в крестовике.
Фонтанная елка предназначена для направления потока продукции через манифольд и выкидную линию на замерную установку, для регулирования режима эксплуатации и контроля за работой скважины путем спуска глубинных приборов.
Елка араматуры выполняется тройниковой (одно — или двухструнной) либо крестовой (двухструнной). Тройниковую арматуру с двухструнной елкой рекомендуют для скважин, в продукции которых содержатся механические примеси.
В тройниковой двухструнной арматуре рабочая струна — верхняя, а в крестовой может быть любая. Запасные струны используют при смене штуцера или запорного устройства.
Арматуру выбирают по необходимому рабочему давлению и схеме (тройниковая или крестовая) с учетом подвески одного или двух рядов насосно-компрессорных труб.
На заводе-изготовителе фонтанную арматуру подвергают пробному гидравлическому испытанию, при котором для арматуры, рассчитанной на рабочее давление до 70 МПа, давление испытания Рисп = 2Рр, а от 70 МПа и выше Рисп =1,5 Рр
Фонтанная арматура с выкидной линией соединяется мани-фольдом, который включает запорные и предохранительные устройства, тройники и другие элементы. Запорные устройства в фонтанной арматуре применяют двух типов: прямоточные задвижки с уплотнительной смазкой и пробковые краны.
В зависимости от условий эксплуатации арматуру изготовляют для некоррозионных и коррозионных сред, а также для холодной климатической зоны.
Шифр фонтанной арматуры определяет ее схему, конструкцию, способ управления задвижками, условный проход по стволу и боковым отводам, давление, климатическое исполнение и коррозиестойкость.
Полный шифр фонтанной арматуры (ГОСТ 13846-84) условно представляется в виде:
АФХ1Х2Х3 — Х4Х5Х6Х7,
где А — арматура; Ф — фонтанная; X1 — конструктивное исполнение: с фланцевыми соединениями — без обозначения (наиболее распространенное); подвеска подъемной колонны на резьбе переводника трубной головки — К; подвеска подъемной колонны на муфте в трубной головке — без обозначения; для эксплуатации скважин УЭЦН — Э; Х2 — номер схемы арматуры; при двухрядной концентричной подвеске к номеру схемы добавляется буква «а»; Х3 — способ управления задвижками:
вручную — без обозначения; дистанционно и автоматически — В; автоматически — А; X4, — условный проход (в мм) по ГОСТ 13846-84; когда условные проходы ствола елки и ее боковых отводов отличаются, цифровое обозначение указывают дробной величиной; Х5 — рабочее давление, МПа; Х6 — климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69: для умеренной климатической зоны — без обозначения; для умеренной и холодных климатических зон — ХЛ; Х7 — исполнение по коррозиестойкости: для обычных сред — без обозначения; для сред, содержащих: до 6 % СО2 — К1; до 6 % Н2S и СО2; — К2; до 25 % Н2S и СО2; — КЗ.
На фонтанную арматуру введены изменения в ГОСТ 13846-89. Стандарт разработан на устьевую фонтанную и нагнетательную арматуру, состоящую из устьевой елки и трубной обвязки, независимо от области применения по климатическому району и рабочей среде. Настоящий стандарт не распространяется на устьевую арматуру с параллельным подвешиванием НКТ, для добычи и нагнетания теплоносителя, а также на скважины с подводным расположением устья.
Типовые схемы фонтанных елок по ГОСТ 13846-89 аналогичны ГОСТ 13846-84. Основное отличие нового стандарта в том, что в нем предусмотрена не одна, а две схемы трубных обвязок. Первая схема трубной обвязки по ГОСТ 13846-89 аналогична ГОСТ 13846-84, а вторая схема трубной обвязки позволяет подвешивать две колонны НКТ по схеме «труба в трубе» (рис.)
Необходимая схема фонтанной арматуры подбирается путем сочетания необходимой схемы фонтанной елки с требуемой схемой трубной обвязки.
Фонтанную арматуру на 14 МПа изготовляют тройникового и крестового типов с крановыми запорными устройствами для скважин, эксплуатируемых фонтанным способом и погружными центробежными электронасосами. Арматура предназначена для работы с некоррозионной средой, с объемным содержанием механических примесей до 0,5 %. Температура рабочей среды 120°С.
Трубная головка фонтанной арматуры с пробковыми кранами позволяет проводить различные технологические операции при давлении до 20 МПа. Фонтанную арматуру с пробковыми кранами выпускают по схемам 1, 3 и 5 ГОСТ 13846-84.
На боковых струнах фонтанной елки установлены регулируемые дроссели.
Запорными устройствами фонтанной арматуры на 14 МПа являются пробковые краны типа КППС.
Уменьшение усилий при повороте пробки, предохранение уплотняющих поверхностей от коррозии и износа, а также обеспечение герметичности затвора крана достигаются за счет специальной конструкции и уплотнительной смазки. Смазку ЛЗ-162 закладывают в кран через канал шпинделя при вывернутом нажимном болте. Под действием нажимного болта при его ввертывании смазка продавливается по четырем вертикальным канавкам пробки и поступает в нижний кольцевой канал. В результате каналы со смазкой находятся под давлением и окружают замкнутым кольцом проходные отверстия крана, создавая тем самым необходимую герметичность.
Фонтанную арматуру, рассчитанную на рабочее давление 21 и 35 МПа, изготовляют по тройниковой схеме для подвески одного или двух рядов подъемных насосно-компрессорных труб на резьбовой подвеске патрубка.
Запорным устройством в такой фонтанной арматуре является прямоточная задвижка ЗМС1 с затвором, герметичность которого обеспечивается плотным контактом шибера с седлами.
Для регулирования дебита скважины фонтанную арматуру оснащают дросселем регулируемого или нерегулируемого типа.
На боковых отводах елки и трубной головки могут быть предусмотрены отверстия для подачи ингибиторов в затрубное пространство и ствол елки, карманы для замера температуры среды, а также вентили для замера давления.
В прямоточных задвижках ЗМС1 герметичность создается плотным контактом шибера с седлами как на входе, так и на выходе.
Фонтанную арматуру на рабочее давление 70 МПа изготовляют по схеме 6 ГОСТ 13846-84. В качестве запорного устройства применяются прямоточные задвижки ЗМАД и ЗМАДП с двухпластинчатым шибером, с уплотнением «металл по металлу», с автоматической подачей смазки в затвор.
Арматура в зависимости от типа комплектуется различными задвижками: АФбаВ — с ручным, дистанционным и автоматическим управлением; АФ6А — с ручным и автоматическим управлением; АФ6 — с ручным управлением.
Задвижки ЗМАДП с дистанционным и автоматическим управлением пневмоприводные имеют дублирующее ручное управление.
4.2 Газлифтная эксплуатация
Газлифтная скважина — это по существу та же фонтанная скважина, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу (рис.4). По колонне труб 1 газ с поверхности подается к башмаку 2, где смешивается с жидкостью, образуя ГЖС, которая поднимается на поверхность по подъемным трубам 3. Закачиваемый газ добавляется к газу, выделяющемуся из пластовой жидкости. В результате смешения газа с жидкостью образуется ГЖС такой плотности, при которой имеющегося давления на забое скважины достаточно для подъема жидкости на поверхность. Все понятия и определения, изложенные в теори