Что включает в себя комплекс скважинного оборудования

Комплекс скважинного оборудования для фонтанной эксплуатации

При разрушении или повреждении устьевого оборудова­ния, нарушении герметичности эксплуатационной колонны и некачественном цементировании межтрубного простран­ства переход скважин на открытое фонтанирование можно предотвратить, применяя комплекс специального подземного скважинного оборудования, который также предназначен для обеспечения одновременной раздельной эксплуатации двух продуктивных горизонтов или более, разобщения вскрытого продуктивного горизонта от вышележащих или нижележащих пластов, разобщения колонны из насосно-компрессорных труб от затрубного пространства, обеспечения проведения много­численных промысловых технологических операций, связан­ных с эксплуатацией или ремонтом скважин. Начиная с 1992 г. этот комплекс оборудования должен в обязательном порядке применяться при фонтанной эксплуатации скважин.

Комплекс специального скважинного оборудования состо­ит из пакеров, якорей, разъединителей колонн, скважинного инструмента для подготовки ствола скважины, клапанов-отсекателей, циркуляционных и ингибиторных клапанов, посадочных ниппелей, а также из инструмента и принад­лежностей канатной техники для управления подземным оборудованием.

Пакеры,устанавливаемые над эксплуатационным горизон­том, служат для разобщения зон затрубного пространства, распоkоженных выше и ниже пакеров. Применяют в обсадной (эксплуатационной) колонне нефтяных, газовых и нагнета­тельных скважин при их эксплуатации и ремонте, а также для разобщения двух продуктивных горизонтов или более при одновременной раздельной эксплуатации их и эксплуатацион­ного горизонта от водоносных нижележащих горизонтов.

Разъединители колонныпредназначены для отсоединения колонны труб НКТ от скважинного оборудования, оставляемого в скважине, при эксплуатации нефтяных и газовых скважин и соединения их с этим оборудованием. Отсоединение колонны НКТ от скважинного оборудования и присоединение их осу­ществляют через разъединитель колонны с помощью канатной техники.

Колонный инструмент и колонные скребкипредназначены для очистки внутренней поверхности обсадных и эксплуатаци­онных колонн нефтяных и газовых скважин от слоя бурового раствора, цементных корок, заусенцев, задиров, отложений солей, парафина и шлама перед спуском пакеров или сква­жинного оборудования, а также при проведении ремонтных работ в скважине. Очистку внутренней поверхности колонн осуществляют с одновременной промывкой ствола промывоч­ной жидкостью.

Фрезерпредназначен для разбуривания стационарных па­керов, пробок и скважинного оборудования при капитальных ремонтах нефтяных и газовых скважин. Разбуривание фрезером осуществляют через колонну бурильных труб с одновременным вращением их и прямой циркуляцией промывочного раство­ра. Выносимый шлам из промывочного раствора осаждается в шламоуловителе, спускаемом совместно с фрезером на колонне бурильных труб. Оставшиеся от разбуривания части поднимают с помощью захватного узла. Фрезеры и райберы используют для удаления солей, парафина и шлама из колонн НКТ.

В состав скважинного оборудования, предназначенного для эксплуатации газовых и нефтяных скважин, а также для нагне­тательных скважин, входят различные скважинные клапаны, позволяющие осуществлять многочисленные технологические промысловые операции: освоение и глушение скважин, подачу ингибиторов гидратообразования и коррозии, отсечку потока и некоторые ремонтно-профилактические операции.

Клапаны-отсекателипредназначены для автоматического перекрытия колонны НКТ и отсечки потока продукции сква­жины при нарушении установленного режима ее эксплуатации в результате частичного повреждения или полного разрушения устьевого оборудования, нарушения герметичности эксплуата­ционной колонны скважины, затрубное пространство которой загерметизировано пакером. При обустройстве скважин пакер и клапан-отсекатель обычно устанавливают непосредственно над продуктивным горизонтом. Это очень важно, если скважина может дать грифон.

Забойные клапаны-отсекатели должны отвечать следую­щим требованиям:

• надежно автоматически перекрывать колонну НКТ при всех возможных нарушениях режима эксплуатации сква­жины;

• обладать способностью надежно устанавливаться на не­обходимой глубине и извлекаться без спуска и подъема НКТ;

• обеспечивать возможность проведения различных технологических операций ниже глубины установки клапана-отсекателя, возможность проведения ремонтов устьевого и глубинного оборудования без глушения скважины.

Критический дебит, при котором срабатывает автоматиче­ский клапан-отсекатель, принимают обычно на 15. 20% больше оптимального. Настройка клапана обеспечивается подбором площади проходного сечения сменных штуцеров и усилия пружины. Перепад давления на сменных штуцерах допускается обычно в интервале от ОД до 0,7 МПа. Клапан-отсекатель обыч­но устанавливают в колонне НКТ на ниппель. Устанавливают его путем сбрасывания в колонну НКТ, или с использованием канатной техники, либо с применением специального посадоч­ного инструмента.

Для газовых скважин применяются комплексы подземного оборудования типа КПГ, для фонтанных нефтяных и газовых скважин комплексы управляемых клапанов-отсекателеи типа КУСА. Применение комплексов обеспечивает: одновремен­ное проведение бурения и эксплуатации, а также текущего и капитального ремонтов скважин, расположенных на одном кусте, предотвращение аварий при повышении давления свыше установленной нормы, а также при повышении температуры на устье скважины свыше 70 °С; проведение местного дотацион­ного и автоматического управления работой скважины.

Дата добавления: 2017-06-13 ; просмотров: 2744 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ

Источник

КОМПЛЕКС СКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ФОНТАННОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН

При разрушении или повреждении устьевого оборудования, нарушении гер­метичности эксплуатационной колонны и нека­чественном цементировании межт­рубного пространства переход скважин на открытое фонтанирование мож­но предотвратить, применяя комплекс специального подземного скважинного обо­­рудования. Который также предназначен для обеспечения одновременной раз­дельной эксплуатации двух продуктивных гори­зонтов или более, ра­зоб­ще­ния вскрытого продуктивного гори­зонта от вышележащих или нижележащих плас­тов, разобщения колонны из насосно-компрессорных труб от затрубного прост­ран­ства, обеспечения проведения многочисленных промысловых тех­но­ло­гических операций, связанных с эксплуатацией или ре­монтом скважин. Необ­ходимо отметить, что в соответствии с решением Госгортехнадзора РФ с 1992 г. этот комплекс обору­дования должен в обязательном порядке при­ме­нять­ся при фон­танной эксплуатации скважин.

Комплекс специального скважинного оборудования состоит из пакеров, яко­рей, разъединителей колонн, скважинного инст­румента для подготовки ство­ла скважины, клапанов-отсекателей, циркуляционных и ингибиторных кла­па­нов, посадочных ниппелей, а также из инструмента и принадлежностей ка­нат­ной техники для управления подземным оборудованием.

Пакеры, устанавливаемые над эксплуатационным горизонтом, служат для ра­зобщения зон затрубного пространства, располо­женных выше и ниже па­ке­ров. Применяют в обсадной (эксплу­атационной) колонне нефтяных, газовых и наг­нетательных сква­жин при их эксплуатации и ремонте, а также для ра­зоб­ще­ния двух продуктивных горизонтов или более при одновременной раздельной эксплуа­тации их и эксплуатационного горизонта от водоносных нижележащих го­ризонтов. Типоразмеры и конст­рукции пакеров нормализованы ОСТ 26-02-1016-73 и техничес­кими условиями ТУ 26-16-10-76 и ТУ 26-16-15-76. Уста­нов­ле­ны следующие типы пакеров: ПВ — усилие направлено от перепада давления вверх; ПН — усилие направлено от перепада давления вниз; ПД — усилие нап­рав­лено от перепада давления как вверх, так и вниз (двустороннее действие).

По способности фиксироваться на месте установки пакеры подразделяют на фиксирующиеся якорем (Я) и самостоятельно фиксирующиеся. По способу по­садки пакеры подразделяют на гидравлические (Г), механические (М), гид­ро­ме­ханические (ГМ) и не требующие посадки. Съем пакеров осуществляется на­тя­­гом, вращением (В), разбуриванием (Р) или специальным инст­рументом (И). Пре­дусматривается следующее исполнение паке­ров: нормальное; коррозионно-стой­кое, углекислотостойкое К1 (СО₂ не более 10% объема), серо­во­до­ро­дос­той­кое К2 (H₂S и СО₂ не более 10% объема каждого компонента), серо­водо­ро­дос­тойкое КЗ (H₂S и СО₂ свыше 10%, но не более 26% объема каждого ком­по­нен­та); термостойкое для рабочих сред с температурой более 150 «С.

Конструкция и технические характеристики пакеров должны отвечать усло­виям их применения: возможности посадки в экс­плуатационную колонну из обсадных труб по ГОСТ 632-80; воз­можности сочленения с колонной, со­би­рае­мой из насосно-компрессорных труб по ГОСТ 633-80, температура рабочей сре­ды до +200 °С; максимальный перепад давления, воспринимаемый пакером дол­жен соответствовать параметрическому ряду услов­ных давлений: 14, 21, 35, 70, 105 МПа; зазор между наружным диаметром пакера и внутренним диамет­ром эксплуатационной колонны не более 12. 20 мм.

Условное обозначение пакера должно включать: тип, число проходных отверс­тий (для многопроходных пакеров), вид по способности фиксироваться, спо­собы посадки и съема, на­ружный диаметр, максимальный перепад дав­ле­ния. Например, пакер с усилием, направленным вверх, однопроходный, фик­си­руе­мый отдельным устройством, не требующий посадки, ос­вобождающийся на­тягом, наружным диаметром 118 мм, вос­принимающий перепад давления 14 МПа, в нормальном ис­полнении обозначается: пакер ПВ-Я-118-14 ОСТ 26-02-1016-73. Тот же пакер в термостойком исполнении: пакер ПВ-Я-118-14Т ОСТ 26-02-1016-73. Например, пакер двустороннего действия, двухпроходной, са­мос­тоятельно фиксирующийся, с посадкой гид­ромеханическим способом, сни­мае­мый специальным инструмен­том, наружным диаметром 136 мм, восп­рини­маю­щий перепад давления 35 МПа, в нормальном исполнении обозначается: па­­кер ПД2-ГМИ-136-35 ОСТ 26-02-1016-73. Тот же пакер с посад­кой меха­ни­чес­ким способом, разбуриваемый, в коррозионно-стой­ком — угле­кис­ло­тос­той­ком исполнении: пакер ПД2-МР-136-35К1 ОСТ 26-02-1016-73.

Для заякоривания и центрирования скважинного оборудова­ния в эксплуа­та­ционной колонне служат специальные устрой­ства — якори.

Разъединители колонны предназначены для отсоединения ко­лонны труб НКТ от скважинного оборудования, оставляемого в скважине, при эксплуа­та­ции нефтяных и газовых скважин и соединения их с этим оборудованием. Отсое­динение колонны НКТ от скважинного оборудования и присоединение их осуще­ствляют через разъединитель колонны с помощью канатной тех­ники. Тол­катель с инструментом, спускаемым на канате, при подъеме (подергивании) инст­румента (в его рабочем положе­нии) отсоединяет колонну НКТ от сква­жин­но­го оборудования, а при спуске (подергивании) инструмента (в его рабочем по­ло­жении) — соединяет колонну НКТ со скважинным оборудова­нием.

Колонный инструмент и колонные скребки предназначены для очистки внут­ренней поверхности обсадных и эксплуатационных колонн нефтяных и га­зо­вых скважин от слоя бурового раствора, цементных корок, заусенцев, за­ди­ров, отложений солей, пара­фина и шлама перед спуском пакеров или сква­жин­но­го обору­дования, а также при проведении ремонтных работ в скважине. Очист­ку внутренней поверхности колонн осуществляют с одно­временной про­мыв­кой ствола промывочной жидкостью.

Фрезер предназначен для разбуривания стационарных паке­ров, пробок и сква­жинного оборудования при капитальных ре­монтах нефтяных и газовых сква­жин. Разбуривание фрезером осуществляют через колонну бурильных труб с одновременным вращением их и прямой циркуляцией промывочного раст­во­ра. Выносимый шлам из промывочного раствора осаждается в шламоу­лови­те­ле, спускаемом совместно с фрезером на колонне бу­рильных труб. Оставшиеся от разбуривания части поднимают с помощью захватного узла. Фрезеры и рей­бе­ры используют для удаления солей, парафина и шлама из колонн НКТ.

В состав скважинного оборудования, предназначенного для эксплуатации га­зо­вых и нефтяных скважин, а также для нагне­тательных скважин, входят раз­лич­ные скважинные клапаны, позволяющие осуществлять многочисленные тех­нологические промысловые операции: освоение и глушение скважин, по­да­чу ингибиторов гидратообразования и коррозии, отсечку потока и некоторые ре­монтно-профилактические операции.

Скважинные клапаны можно классифицировать по способу установки, наз­начению, принципу действия, способу управле­ния и типу запорного органа. К гидравлическим или пневмати­ческим относятся клапаны, открывающиеся или закрывающие­ся под действием нагнетаемой или уплотняемой с устья рабо­чей жидкости (жидкость, газ). К механическим относятся клапаны, управ­ляе­мые канатной техникой, к гидромеханическим — кла­паны, управляемые час­тич­но канатной техникой, частично гид­равликой.

Клапаны-отсекатели предназначены для автоматического пе­рекрытия ко­лон­ны НКТ и отсечки потока продукции скважины при нарушении уста­нов­лен­но­го режима ее эксплуатации в ре­зультате частичного повреждения или полно­го разрушения ус­тьевого оборудования, нарушения герметичности эксплуа­та­ци­он­ной колонны скважины, затрубное пространство которой за­герме­тизи­рова­но пакером. При обустройстве скважин пакер и клапан-отсекатель обычно уста­нав­ливают непосредственно над продуктивным горизонтом. Это очень важ­но, если скважина может дать грифон.

Забойные клапаны-отсекатели должны отвечать следующим требованиям:

· надежно автоматически перекрывать колонну НКТ при всех возможных на­ру­шениях режима эксплуатации скважины;

· обладать способностью надежно устанавливаться на необ­ходимой глу­би­не и извлекаться без спуска и подъема НКТ;

· обеспечивать возможность проведения различных техноло­гических опе­ра­ций ниже глубины установки клапана-отсекателя, возможность про­ве­де­ния ремонтов устьевого и глубинного оборудования без глушения сква­жины.

Критический дебит, при котором срабатывает автоматичес­кий клапан-отсе­катель, принимают обычно на 15. 20% больше оптимального. Настройка кла­пана обеспечивается подбором площади проходного сечения сменных шту­це­ров и усилия пру­жины. Перепад давления на сменных штуцерах допускается обыч­­но в интервале от 0,1 до 0,7 МПа. Клапан-отсекатель обычно уста­нав­ли­вают в колонне НКТ на ниппель. Устанавливают его путем сбрасывания в ко­лон­ну НКТ, или с использованием ка­натной техники, либо с применением спе­циаль­ного посадочно­го инструмента. В нижней части клапан-отсекатель дол­жен иметь замок с фиксаторами для посадки на ниппель.

Ниппель служит для установки, фиксирования и герметиза­ции в нем забой­но­го клапана-отсекателя. Ниппель спускают на колонне НКТ и устанавливают вы­ше пакера. Конструктивно ниппель представляет собой патрубок, внутри ко­то­ро­го выполнена кольцевая проточка для приема фиксаторов замка клапана-отсе­кателя. Внутренняя поверхность ниппеля выше кольцевой проточки обра­бо­тана под посадку уплотнительных элемен­тов клапана-отсекателя. По обоим кон­цам ниппеля нарезана резьба, соответствующая резьбам применяемых НКТ.

Циркуляционный клапан служит для временного сообщения внутреннего прост­ранства колонны НКТ с затрубным простран­ством для проведения раз­лич­ных технологических операций, таких, как освоение и глушение скважины, про­мывка забоя, затрубного пространства или колонны НКТ, обработка сква­жи­ны различными химреагентами и т.п. Клапан устанавливают в ко­лонне НКТ и извлекают вместе с трубами.

Управляют циркуляционным клапаном (его открытием или закрытием) с по­мощью механического и гидравлического яссов. Циркуляционный клапан отк­рывают восходящими действиями механического ясса. При не­дос­таточ­нос­ти этих действий исполь­зуют еще и гидравлический ясс. Циркуляционный кла­пан зак­рывают нисходящими действиями механического ясса. Для пе­редачи ди­на­мических усилий от яссов на замок циркуляционно­го клапана для отк­ры­тия или закрытия клапана служит инстру­мент для его управления.

Инструмент для управления циркуляционным клапаном спуска­ют в ко­лон­ну НКТ скважины на скребковой проволоке или тро­се. В комплект инстру­мен­та входят механические и гидравличес­кие яссы для создания динамических наг­ру­зок. Для посадки кла­пана-отсекателя в ниппель применяют посадочный инст­румент.

Для фиксации клапанов-отсекателей в ниппелях служат спе­циальные зам­ки, спускаемые и извлекаемые специальным инст­рументом.

Для отсекания потоков фонтанных скважин в случае разгер­метизации устья или в других аварийных ситуациях на промыс­лах для газовых и неф­тя­ных скважин можно использовать спе­циальные комплексы скважинного обору­до­ва­ния [19].

Комплексы подземного оборудования для газовых скважин типа КПГ (табл. 3.1.6) предназначены для добычи газа с содер­жанием агрессивной среды СО₂ и H₂S до 6%. В состав комплек­са КПГ входят следующие элементы сква­жин­ного оборудова­ния: гидравлический пакер типа 2ПД-ЯГ, разъединитель ко­лон­­ны типа РК, циркуляционный механический клапан типа КДИ, инги­би­тор­ный клапан типа КИНГ, телескопическое соедине­ние типа СТ, клапан-отсе­ка­тель типа КА, башмачный клапан, ниппель для приемного клапана-отсекателя и ниппель для опрессовочного клапана.

Источник

Нефть, Газ и Энергетика

Блог о добычи нефти и газа, разработка и переработка и подготовка нефти и газа, тексты, статьи и литература, все посвящено углеводородам

Оборудование нагнетательных скважин

Оборудование нагнетательных скважин включает:

— обвязка устья скважины.

Колонна НКТ Нагнетательная арматура

Устье нагнетательной скважины оборудуется стандартной арматурой, рассчитанной на максимальное ожидаемое давление при закачке рабочего агента.

Арматура предназначена для герметизации устья нагнетательных скважин в процессе нагнетания в скважину воды, для выполнения ремонтных работ, проведения мероприятий по увеличению приемистости пласта и исследовательских работ, осуществляемых без прекращения закачки. Основные части арматуры – трубная головка и елка.

Трубная головка пред-назначена для герметизации затрубного пространства, подвески колонны НКТ и проведения некоторых технологических операций, исследовательских и ремонтных работ. Она состоит из крестовины, задвижек и быстросборного соединения.

Елка служит для закачки жидкости через колонну НКТ и состоит из стволовых задвижек, тройника, боковых задвижек и обратного клапана.

Технические характеристики устьевой арматуры для нагнетательных скважин приведены в табл.1

Источник

Подземное и наземное оборудование скважин.

Основные положения.

Газовые и газоконденсатные скважины предназначены для подачи газа и конденсата из продуктивного пласта на поверхность. Для этого они оснащены специальным подземным и наземным оборудованием.

Назначение подземного оборудования следующее.

1. Не допустить разрушения призабойной зоны пласта.

2. Предохранить (защитить) от коррозии и эрозии эксплуатационные и фонтанные трубы и другое оборудование.

3. Предупредить образование гидратных пробок в стволе скважины.

5. Не допустить открытого фонтанирования скважины перекрытием потока газа на забое.

7. Обеспечить проведение работ по увеличению производительности скважины.

8. Снизить темп обводнения и изолировать обводняющиеся пропластки.

9. Обеспечить удаление жидкости и твёрдых частиц с забоя.

10. Обеспечить возможность проведения исследовательских и, ремонтных работ.

Подземное оборудование состоит из оборудования забоя и ствола скважины.

Забой может быть открытым, перфорированным и оборудованным фильтрами.

Комплекс подземного оборудования ствола скважины обычно включает эксплуатационный пакер с перфорированным или неперфорированным хвостовиком, циркуляционный и ингибиторный клапаны, забойный клапан – отсекатель, переводники, противоэрозионные муфты, посадочные ниппели.

Наземное оборудование предназначено для следующих целей:

Ø герметизации межтрубных пространств скважины;

Ø регулирования и управления потоками газа;

Ø регулирования дебита скважины и поддержания заданного режима эксплуатации;

Ø пуска, остановки и глушения скважины;

Ø контроля за устьевыми давлениями и температурами;

Ø проведения исследовательских и ремонтных работ, а также работ по увеличению производительности скважины.

Наземное оборудование скважины состоит из колонной и трубной головок и фонтанной арматуры – «ёлки».

Для удаления жидкости с забоя скважины применяют установки «Ласточка», «Лотос» и др.

Выбор оборудования и оснащение им скважин проводят индивидуально не только для каждого месторождения, но и для каждой скважины. При этом учитывают геолого-физические свойства пласта, содержание в газе конденсата и агрессивных примесей (H₂S и СО₂), обводнение скважин, давление, температуру, рабочие дебиты и т. д. Оборудование должно соответствовать всем геолого-промысловым условиям, только в этом случае оно обеспечивает бесперебойную и надёжную работу скважины.

Подземное оборудование скважин состоит из оборудования забоя и ствола.

Подземное и наземное оборудование скважин.

Оборудование забоя предназначено для предотвращения разрушения продуктивного пласта и выноса на забой твёрдых частиц, а также для изоляции обводнившихся пропластков. Оборудование забоя должно иметь по возможности наименьшее гидравлическое сопротивление, обеспечивать возможность проведения работ по увеличению производительности скважин. Забой может быть открытым, перфорированным, оборудованным фильтрами, закрепленным смолами (см. рис. 8.2.1).

Открытый забой оставляют в прочных, устойчивых породах пласта (известняки, доломиты) (см. рис. 8.2.1, а). Преимущества такого забоя – наименьшие гидравлические сопротивления при притоке газа и конденсата к скважине. На скважинах с открытым забоем требуется исключительно строго следить за появлением твёрдых частиц пород пласта в потоке газа. Длительное и устойчивое содержание таких частиц – признак разрушения забоя. В этом случае снижают дебит скважины и, если вынос частиц не прекратится, приступают к капитальному ремонту с целью оборудования забоя.

Рисунок – 8.2.1. – Схема оборудования забоя газовых и газоконденсатных скважин.

а – открытый забой; 1 – совершенная по степени и характеру вскрытия скважина; 2 – несовершенная по степени вскрытия скважина; б – перфорированный забой; 3 – пескоструйная перфорация; 4 – кумулятивная перфорация; 5 – пулевая перфорация; в – забой, оборудованный фильтром; 6 – щелевым; 7 – металлокерамическим; 8 – гравийным намывным; г – забой, закреплённый смолами.

Оператор должен помнить, что на скважинах с открытым забоем недопустимо, даже кратковременно, повышать дебит выше допустимого.

Перфорированный забой применяется, когда прочные и крепкие пласты при бурении могут разрушаться при движении газа к скважине, (см. рис. 8.2.1, б). Гидравлическое сопротивление выше, чем при открытом забое и возрастает в зависимости от вида перфорации (гидропескоструйной, кумулятивной, пулевой). При такой конструкции забоя присутствие твёрдых частиц в газе не всегда служит признаком разрушения пласта. Может происходить очистка призабойной зоны, и постепенно количество твёрдых частиц уменьшится. Характер и причины поступления твёрдых частиц на забой изучают при газогидродинамических исследованиях скважин. При постоянном, но допустимом поступлении частиц пород принимают меры по выносу твёрдых частиц с забоя, оставляя прежней конструкцию забоя.

При обводнении скважин в отдельные обводнённые пропластки закачивают цемент и изолируют их от газоносных пластов.

Фильтрами оборудуют забои скважин, вскрывающих рыхлые, неустойчивые, слабосцементированные породы (см. рис. 8.2.1, в). Фильтры не пропускают твёрдые частицы пород пласта на забой, но должны иметь сравнительно небольшое гидравлическое сопротивление. Применяют щелевые, керамические и металлокерамические, гравийные набивные и гравийные намывные фильтры. Диаметр отверстий и пор в фильтрах должен быть меньше основного размера частиц породы и изменяется от 0,5 до 3 мм.

При эксплуатации скважин, оборудованных фильтрами, необходимо очень аккуратно и внимательно следить за изменением дебита скважины, чтобы он ни в коем случае не превышал допустимый, не изменять резко дебит, не продувать скважину в атмосферу. Оператор должен регулировать работу скважины так, чтобы не разрушить фильтр. О разрушении фильтра можно судить по резкому увеличению содержания твёрдых частиц в газе. Признак засорения фильтра – заметное снижение дебита скважины при постоянной депрессии на пласт.

Закрепление призабойной зоны пласта смолами бывает экономически выгоднее применения фильтров (см. рис. 8.2.1, г). Процесс крепления достаточно сложный. Поэтому контроль за содержанием частиц в газе должен быть особенно тщательным. Частицы могут выноситься из зон, не заполненных смолами, при разрушении смол и т. д. Повышение депрессий на таких скважинах очень опасно, так как может произойти разрушение закрепленного скелета пласта, а восстановить его сложно и дорого.

Оператор должен точно знать оборудование забоя каждой обслуживаемой скважины и все работы на скважине проводить с учетом особенностей конструкции забоя.

В промысловой практике и, особенно при проектировании в соответствии с оборудованием забоя качественно оцениваются газогидродинамические особенности притока газа к скважине следующим образом (см. рис. 8.2.1.).

Газогидродинамически совершенная скважина вскрывает открытым забоем всю мощность пласта (см. рис. 8.2.1. 1), несовершенная по степени вскрытия скважина не вскрывает всю мощность пласта (см. рис. 8.2.1. 2) несовершенная по характеру вскрытия скважина не имеет открытого забоя (см. рис. 8.2.1. 4,5,9), несовершенная по степени и характеру вскрытия скважина не вскрывает всю мощность и не имеет открытого забоя (см. рис. 8.2.1. 5,6,7,8).

Газогидродинамические сопротивления забоя скважины определяют при исследованиях скважин и рассчитывают теоретически.

К оборудованию ствола относится оборудование, размещённое внутри эксплуатационной (обсадной) колонны в пространстве от забоя до устья.

При движении газа от забоя до устья в стволе скважины происходит следующее. Потенциальная энергия сжатого в пласте газа переходит в кинетическую энергию движущегося потока. По вертикали снизу-вверх увеличивается скорость газа, снижается его давление, часть энергии затрачивается на преодоление сопротивления трения. В результате этого к устью снижается температура газа. Изменение параметров потока р и Т приводит к переходу из парообразного (газового) в жидкое состояние воды и конденсата. При изменении р и Т нередко создаются условия, благоприятные для гидратообразования в стволе скважины.

Присутствие в потоке газа твёрдых частиц и жидкости может привести к их накоплению на забое, если они не выносятся потоком газа.

Коррозия металла агрессивными компонентами H₂S, СО₂ и другими может нарушить герметичность труб. В результате возможны межпластовые перетоки газа, открытое аварийное фонтанирование, образование грифонов и другие опасные аварии на скважинах.

Описанные физико-механические процессы, происходящие в скважине при добыче газа, обусловили необходимость специального оборудования ствола скважин.

Назначение этого оборудования многофункционально, а конструкция и набор комплектов разнообразны. Комплектуют подземное оборудование в зависимости от состава и свойств газа и конденсата, глубины скважины, пластовых давлений и температур, свойств пласта, обводнения, режима эксплуатации и т. д.

Всегда стремятся эксплуатировать скважину, используя простейшее оборудование, поскольку при этом проще обслуживание, меньше затраты на оборудование, выше технико-экономические показатели добычи газа. Сложное оборудование применяют только в силу необходимости, когда без этого нарушается процесс добычи, возникает опасность остановки скважин, возможны аварийные ситуации.

Рассмотрим оборудование ствола.

По обсадной эксплуатационной колонне газ добывают в редких случаях, когда в нем нет вредных примесей, очень малое количество твёрдых частиц и жидкости, небольшие глубины (до 1000 м), давления (6 – 9 МПа), дебиты (до 100 тыс. м 3 /сут). В стволе нет никакого оборудования, затраты труда и средств на обслуживание скважин наименьшие.

Как правило, газ отбирают через колонну фонтанных труб, которую опускают внутри обсадной колонны (см. рис. 8.2.2. а). Фонтанные трубы обеспечивают следующее:

Ø предохранение обсадных труб от эрозии и коррозии;

Ø вынос жидкости и твёрдых частиц с забоя;

Ø эксплуатацию скважины в осложнённых условиях (подача в поток газа на забой ингибиторов коррозии и гидратообразования, ПАВ, глушение скважин, отбор газа по затрубному пространству и т. д.);

Колонна фонтанных труб может быть одинакового диаметра по всей длине или ступенчатой с увеличением диаметров к устью. Спускают фонтанные трубы до середины интервала вскрытия пласта, а также ниже или выше интервала вскрытия. На конце колонны делают раструб или ставят сетку 3 (см. рис. 8.2.2). Раструб позволяет опускать ниже фонтанных труб, а затем поднимать приборы, желонки, перфораторы. Сетка удерживает в колонне глубинные приборы при обрыве их подвески (проволоки).

Диаметр фонтанных труб подбирают так, чтобы они выполняли свои функции при наименьших потерях давления при движении в них газа.

Сифонные трубки опускают в обсадную колонну (если нет фонтанных труб), в фонтанные трубы или параллельно фонтанным трубам. Диаметр их меньше диаметрафонтанных труб (25 – 37 мм.). Предназначаются дляпродувки скважины с целью выноса жидкости и песка либо подачи на забой ингибиторов.

Рисунок – 8.2.2. – Схемы оборудования ствола газовых и газоконденсатных скважин.

а – спуск фонтанных труб; б – плунжерный лифт; в – комплекс подземного оборудования; 1 – обсадные трубы; 2 – фонтанные трубы; 3 – сетка; 4 – амортизатор верхний; 5 – столб воды; 6 – плунжер; 7 – амортизатор нижний; 8 – телескопическое соединение; 9 – клапан аварийного глушения; 10 – клапан ингибиторный; 11 – клапан циркуляционный; 12 – клапан-отсекатель забойный; 13 – пакер; 14 – хвостовик.

Установка плунжерного лифта предназначена для удаления жидкости с забоя скважины (см. рис.8.2.2. б). Установка состоит из верхнего 4и нижнего7 амортизаторов, установленных в фонтанных трубах, и летающего клапана (плунжера) 6 с шариком. Под действием перепада давлений в стволе скважины плунжер со столбом жидкости над ним 5 поднимается к устью и подаёт жидкость на поверхность.

Комплексы подземного оборудования типа КПО и КПГ, «Барьер» (см. рис. 8.2.2. в) предназначены для эксплуатации скважин в сложных геолого-эксплуатационных условиях: большие глубины, высокие пластовые давления и температуры, наличие в разрезе вечной мерзлоты, содержание в газе коррозионноактивных компонентов (сероводорода и углекислого газа).

Комплексы подземного оборудования обеспечивают защиту от коррозии, предотвращают заколонное газопроявление и открытое фонтанирование.

В типовом варианте комплексы включают следующее (см. рис. 8.2.2. в).

Эксплуатационный пакер 13, предназначенный для герметичного разобщения внутренней полости фонтанной колонны от затрубного пространства.

Циркуляционный клапан 11 – для контролируемого «сообщения – разобщения» внутритрубной и затрубной полостей выше пакера.

Ингибиторный клапан 10 – для пропуска ингибитора коррозии или гидратообразования из затрубного пространства в фонтанную колонну.

Глубинный (забойный) клапан-отсекатель 12 – для перекрытия проходного сечения фонтанной колонны в случае аварийного фонтанирования.

Телескопическое соединение8 для компенсации перемещения фонтанных труб вследствие температурных и динамических деформаций.

Клапан аварийного глушения 9 для быстрого глушения скважины.

В комплект комплекса подземного оборудования также входят переводники, противоэрозионные муфты, специальные патрубки для извлечения подземного оборудования.

Применяют съёмные подземные устройства (клапаны-отсекатели, ингибиторные клапаны, глухие пробки) и инструменты, спускаемые в газовой среде в скважину, находящуюся под давлением, на проволоке или канате малого диаметра.

В телескопическом соединении СТ. 8 (см. рис. 8.2.2.) при изменении длины фонтанных труб вследствие тепловых и механических деформаций цилиндр занимает разное положение относительно поршня и тем самым ликвидирует дополнительные напряжения.

Рисунок – 8.2.3. – Схема основных элементов оборудования ствола газовых и газоконденсатных скважин.

а – плунжер; б – клапан ингибиторный; в – клапан-отсекатель забойный; 1 – фонтанные трубы; 2 – корпус плунжера; 3 – шарик клапана; 4 – переводник верхний; 5 – корпус; 6 – шариковый клапан; 7 – плашка; 8 – переводник нижний; 9 – переводник; 10 – пружина; 11 – корпус; 12 – труба подвижная; 13 – седло ниппеля; 14 – штуцер; 15 – хлопушка.

В клапане аварийного глушения 9 (см. рис. 8.2.2.) прорези во внутреннем цилиндре закрыты внешним цилиндром, закрепленным срезными винтами. При избыточном давлении в затрубье более 30 МПа, создаваемом насосами цементировочного (задавочного) агрегата, внешний цилиндр перемещается вниз, срезает винты и открываются окна, через которые раствор поступает в фонтанные трубы.

Клапан ингибиторный 10 (см. рис. 8.2.2.) состоит из шариковых клапанов (см. рис. 8.2.3. б), вставленных в корпус 5 и прижатых плашкой 7. Шарики прижаты к сёдлам внутренним давлением в фонтанной колонне и пружинами. При создании давления ингибитора в затрубье, превышающем внутреннее на 0,1 – 5 МПа, шарики отжимаются, и ингибитор поступает в фонтанную колонну. Расход ингибитора зависит от диаметра отверстий клапана и перепада давлений и может достигать 5 м 3 /сут и более.

Клапан циркуляционный 11 (см. рис. 8.2.2.) состоит из неподвижной и передвижной втулки с прорезями. В рабочем положении прорези не совпадают, клапан закрыт, втулки удерживаются от самопроизвольного перемещения фиксаторами. Открывается и закрывается циркуляционный клапан при помощи ударника-толкателя (механического и гидравлического действия), спускаемого в скважину на проволоке.

Клапан-отсекатель забойный 12 (см. рис. 8.2.2.) срабатывает при определённом расчётном перепаде давления в фонтанных трубах ниже заданного. Под действием перепада давления внутренняя труба (см. рис. 8.2.3. в) перемещается вверх, дает возможность передвинуться вверх штуцеру 14, при этом освобождается хлопушка 15, которая потоком газа захлопывается и перекрывает проходное, сечение клапана.

После спуска пакера в комплекте подземного оборудования в скважине заменяют буровой раствор водой и сбрасывают в фонтанные трубы стальной шар, который садится на срезаемое седло, размещённое на пакере. Насосами цементировочных агрегатов ЦА-320; ЦА-400, АН-500 создают давление внутри фонтанных труб до 20 МПа или другого, соответствующего техническим условиям давления, под действием которого плавно перемещаются гидроприводы пакера, сжимающие резиновые манжеты. Манжеты плотно прижимаются к внутренней поверхности обсадных труб. Далее повышают давление до 30 МПа или другого соответствующего давления, под действием которого седло срезается и вместе с шаром падает на забой. После этого создают давление в затрубном пространстве, испытывая пакер на герметичность. Давление посадки для пакеров разных конструкций различно.

При замене фонтанных труб их отсоединяют и присоединяют к пакеру при помощи устройства для съёма пакеров.

В настоящее время на Северо-Ставропольском ПХГ широко применяется комплекс подземного оборудования КПО «Ресурс – 1».

Рассмотрим подробно схему исполнения, работы, монтажа, комплектацию основных узлов и деталей КПО «Ресурс – 1» для наклонных скважин.

Комплекс подземного оборудования «Ресурс-1» предназначен для оснащения скважин на газовых, газоконденсатных месторождениях, нефтяных фонтанных скважин и скважин подземных хранилищ газа. Скважины, оснащённые комплексом, характеризуются следующими конструктивными и эксплуатационными параметрами:

Рабочее давление, МПа (кгс/см ) – 21 (210)

Эксплуатационная колонна наружный диаметр, мм – 168 (при толщине стенки от 7 до 11 мм)

Лифтовая колонна наружный диаметр, мм. – 114; 89; 73

Температура рабочей среды, °С – не более 80

Рабочая среда: природный газ некоррозионного состава, содержащий газоконденсат, пресную или минерализованную воду, незначительное количество механических примесей, метанола; нефть; жидкости на водной и углеводородной основах.

Комплекс «Ресурс-1» оснащён элементами (центратор, ниппель посадочный с встроенным приёмным клапаном, детали узла извлечения пакера), обеспечивающими его применение в вертикальных и наклонных скважинах с углами отклонения ствола от вертикали в зоне установки пакера до 30°.

Комплекс подземного оборудования «Ресурс-1» исполнения АЯД 1.359.015 Б2 состоит из следующих основных частей (табл. 8.2.1)

Компоновка комплекса представлена на монтажном чертеже (Приложение 1).

Монтажная схема наземного оборудования комплекса «РЕСУРС – 1»

Продолжение приложения 1.

Монтажная схема подземного оборудования комплекса «РЕСУРС – 1»

Устройство и работа составных частей и их технические данные.

Пульт управления ГТУ-1 (рис. 8.2.4.) предназначен для управления клапаном-отсекателем в аварийных и штатных условиях эксплуатации скважины. Конструктивно пульт управления выполнен в виде шкафа 2, в котором установлены маслобак 1, компенсатор 3, баллон 4, распределитель 5, насос 6 и два манометра.

Рисунок – 8.2.4. – Пульт управления ГТУ – 1.

1 – маслобак; 2 – шкаф; 3 – компенсатор; 4 – баллон; 5 – распределитель; 6 – насос.

Шкаф имеет стальное основание и крепится к фундаменту. В верхней части шкафа имеется съёмная крышка для удобства обслуживания.

Компенсатор (рис. 8.2.5.) предназначен для компенсации колебаний давления в гидравлической линии, вызванных изменениями температуры или незначительными утечками масла.

Рисунок – 8.2.5. – Компенсатор.

1 – корпус; 2 – крышка; 3 – плунжер; 4 – поршень; 5 – пробка.

Компенсатор состоит из корпуса 1 с крышкой 2, плунжера 3 и поршня 4.

К полости «В» подсоединён трубопровод высокого давления. Для того, чтобы в полости «Б» не скапливался воздух при закачке масла, в плунжере предусмотрено отверстие «А», закрываемое сверху пробкой 5.

В полости «Б» с помощью ручного насоса создается рабочее давление Рр-16 МПа (160 кгс/см 2 ). В полость «В» от устья скважины через баллон 4 в пульте управления, подается газ давлением 6,0 МПа (60 кгс/см 2 ).

Поршень 4 имеет площадь в 2,25 раза больше площади плунжера 3, поэтому давление масла в полости «Б» во столько же раз больше давления в полости «В».

Если давление на устье скважины недостаточно для нормальной работы компенсатора, то заполнение полости «В» компенсатора проводится от автономного источника давления (баллон со сжатым природным газом, азотом).

Рисунок – 8.2.6. – Распределитель.

1 – корпус; 2 – игла; 3 – уплотнительное кольцо; 4 – втулка; 5 – крышка; 6 – болт; 7 – табличка.

Распределитель предназначен для управления потоками масла и газа. Распределитель (рис. 8.2.6.) состоит из корпуса 1, в посадочных местах которого на резьбе установлены иглы 2, перекрывающие проходные каналы. Уплотнение между корпусом и иглами осуществляется резиновыми кольцами 3. круглого сечения. Для ограничения хода игл в корпусе установлены крышки 5.

На корпусе 1 установлена табличка 7 с надписями, соответствующими назначению каждой иглы.

Насос ручной поршневой предназначен для создания давления в гидросистеме клапана-отсекателя. Конструкция насоса представлена на рис. 8.2.7. В зависимости от требуемого давления в гидросистеме для комплектации пульта управления используются две модификации ручного насоса – НПР – 16 на рабочее давление 16 МПа или НПР – 40 на рабочее давление 40 МПа. Указанные модификации различаются диаметрами поршней (соответственно 16 и 12 мм), в остальном конструкции идентичны.

Рисунок – 8.2.7. – Насос ручной поршневой.

1 – корпус насоса; 2 – рукоятка; 3 – клапан; 4 – ось; 5 – вилка; 6 – пружина; 7 – пружина; 8 – пробка; 9 – винт нажимной; 10 – гильза поршня; 11, 12, 13, 14 – кольцо; 15 – шарик; 16 – шайба; 17 – шплинт; 18 – шайба защитная; 19 – кольцо; 20 – поршень; 21 – букса; 22 – кольцо сальниковое.

Всасывающий и нагнетательный клапаны насоса однотипные, тарельчатые. Шариковый клапан 15, управляемый нажимным винтом 9, служит для разрядки давления из нагнетательной полости в масляный бак.

Источник