Меню

Конструкция газовой фонтанной скважины наземное и подземное оборудование



Подземное оборудование газовых скважин

При эксплуатации скважин большое внимание должно уделяться надежности, долговечности и безопасности работы, предотвращению открытых газовых фонтанов, защите окружа­ющей среды. Условиям надежности, долговечности и безопас­ности работы должны удовлетворять как конструкция газовой скважины, так и оборудование ее ствола и забоя. Подземное оборудование ствола скважины позволяет осуществлять: 1) защиту скважины от открытого фонтанирования; 2) освоение, исследование и остановку скважины без задавки ее жидкостью; 3) воздействие на призабойную зону пласта с целью интенси­фикации притока газа к скважине; 4) эксплуатацию скважины на установленном технологическом режиме; 5) замену колонны насосно-компрессорных (фонтанных) труб без задавки скважи­ны жидкостью. Схема компоновки подземного оборудования скважины показана на рис. 7.2.

Для надежной эксплуатации газовых скважин используется следующее основное подземное оборудование: разобщитель (пакер); колонна насосно-компрессорных труб (НКТ); ниппель; циркуляционный клапан; ингибиторный клапан; устройство для автоматического закрытия центрального канала скважины, которое включает в себя забойный клапан-отсекатель, урав­нительный клапан, переходник и замок; аварийный, срезной клапан; разъединитель колонны НКТ; хвостовик.

Разобщитель (пакер) предназначен для постоянного разъединения пласта и трубного пространства скважины с целью защиты эксплуатационной колонны и НКТ от воздей­ствия высокого давления, высокой температуры и агрессивных компонентов (H2S, C02, кислот жирного ряда), входящих в состав пластового газа. Колонна НКТ спускается в скважину для предохранения обсадной колонны от абразивного износа и высокого давления, для создания определенных скоростей газо­жидкостного потока и выработки газонасыщенного пласта снизу вверх. Фонтанные трубы изготавливают из высококачественной стали, цельнотянутыми длиной 5-7м с внутренним диаметром 33, 60, 63, 89 и 102мм. Ниппель служит для установки, фикси­рования и герметизации в нем забойного клапана-отсекателя. Он спускается в скважину на колонне НКТ и устанавливается обычно выше пакера.

Рис.7.2. Схема подземного обо­рудования газовой скважины

1 — эксплуатационный пакер; 2 — цир­куляционный пакер; 3 — ниппель; 4 — забойный клапан-отсекатель с уравнительным клапаном; 5 -разобщитель колонны НКТ; 6 — ин­гибиторный клапан; 7 — аварийный срезной клапан; 8 — НКТ; 9 — жидкий ингибитор коррозии и гидратообразования; 10 – хвостовик

Циркуляционный клапан обеспечивает временное сообще­ние центрального канала с затрубным пространством с целью осуществления различных технологических операций: освоения и задавки скважины, промывки забоя, затрубного пространства и колонны НКТ, обработки скважины различными химически­ми агентами и т.д. Клапан устанавливается в колонне НКТ во время ее спуска в скважину и извлекается вместе с ней.

Ингибиторный клапан предназначен для временного со­общения затрубного пространства скважины с внутренним пространством колонны НКТ при подаче ингибитора коррозии или гидратообразования в колонну. Клапан устанавливается колонне НКТ во время ее спуска и извлекается вместе с ней.

Устройство для автоматического закрытия центрального канала скважины предназначено для временного перекрытия скважины у нижнего конца колонны фонтанных труб при ава­рийных ситуациях или ремонте оборудования устья. Оно может устанавливаться в различных местах в НКТ.

Аварийный срезной клапан предназначен для глушения (задавки) оборудованной пакером скважины в аварийной ситуации через затрубное пространство, когда нельзя открыть циркуля­ционный клапан. Устанавливается с колонной НКТ, входит в состав комплекта скважинного оборудования с диаметром эксплуатационной колонны 219 мм на давление 14 МПа.

Скважинное предохранительное оборудование газовых скважин состоит из двух отдельных узлов: 1) разобщителя (пакера); 2) собственно клапана-отсекателя. К пакерам, при­меняемым вместе с забойными клапанами-отсекателями, предъявляются высокие требования: 1) безотказность в работе; 2) надежность разобщения пласта от трубного пространства; 3) возможность установки на любой заданной глубине; 4) малое время для соединения с колонной НКТ; 5) простота конструк­ции, минимально возможные основные размеры и металло­емкость; 6) устойчивость к агрессивным средам при высоких давлениях и температурах.

Забойные клапаны-отсекатели предотвращают открытое фонтанирование при повреждении или разрушении устьевого оборудования и колонны НКТ выше места установки забойного клапана-отсекателя. Они служат автоматическим запорным устройством скважины при демонтаже устьевого оборудования, подъеме колонны НКТ из скважины без задавки жидкостью.

Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.

Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).

Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим.

Источник

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

logo

Вы здесь: Разработка нефтяных и газовых месторождений Подземное оборудование ствола газовых скважин

Подземное оборудование ствола газовых скважин

Рейтинг: / 5

При эксплуатации скважин большое внимание должно уделяться надежности, долговечности и безопасности работы, предотвращению открытых газовых фонтанов, защите окружающей среды. Условиям надежности, долговечности и безопасности работы должны удовлетворять как конструкция газовой скважины, так и оборудование ее ствола и забоя.

Читайте также:  Для чего используют остаточную стоимость основных средств

Подземное оборудование ствола скважины позволяет осуществлять 1) защиту скважины от открытого фонтанирования; 2) освоение, исследование и остановку скважины без задавки ее жидкостью; 3) воздействие на призабойную зону пласта с целью интенсификации притока газа к скважине; 4) эксплуатацию скважины на установленном технологическом режиме; 5) замену колонны насосно-компрессорных (фонтанных) труб без задавки скважины жидкостью. Схема компоновки подземного оборудования скважины показана на рис. 7.1.

Для надежной эксплуатации газовых скважин используется следующее основное подземное оборудование: разобщитель (пакер); колонна насосно-компрессорных труб (НКТ); ниппель; циркуляционный клапан; ингибиторный клапан; устройство для автоматического закрытия центрального канала скважины, которое включает в себя забойный клапан-отсекатель, уравнительный клапан, переходник и замок; аварийный, срезной клапан; разъединитель колонны НКТ; хвостовик.

Подземное оборудование ствола газовых скважин

Разобщитель (пакер) предназначен для постоянного разъединения пласта и трубного пространства скважины с целью защиты эксплуатационной колонны и НКТ от воздействия высокого давления, высокой температуры и агрессивных компонентов (H2S, CO2, кислот жирного ряда), входящих в состав пластового газа. Колонна НКТ спускается в скважину для предохранения обсадной колонны от абразивного износа и высокого давления, для создания определенных скоростей газожидкостного потока и выработки газонасыщенного пласта снизу вверх. Фонтанные трубы изготовляют из высококачественной стали, цельнотянутыми длиной 5-7м с внутренним диаметром 33, 60, 63, 89 и 102мм. Ниппель служит для установки, фиксирования и герметизации в нем забойного клапана-отсекателя. Он спускается в скважину на колонне НКТ и устанавливается обычно выше пакера.

Циркуляционный клапан обеспечивает временное сообщение цент-рального канала с затрубным пространством с целью осуществления различных технологических операций: освоения и задавки скважины, промывки забоя, затрубного пространства и колонны НКТ, обработки скважины различными химическими агентами и т.д. Клапан устанавливается в колонне НКТ во время ее спуска в скважину и извлекается вместе с ней.

Ингибиторный клапан предназначен для временного сообщения за-трубного пространства скважины с внутренним пространством колонны НКТ при подаче ингибитора коррозии или гидратообразования в колонну. Клапан устанавливается колонне НКТ во время ее спуска и извлекается вместе с ней.

Устройство для автоматического закрытия центрального канала скважины предназначено для временного перекрытия скважины у нижнего конца колонны фонтанных труб при аварийных ситуациях или ремонте оборудования устья.

Оно может устанавливаться в различных местах в НКТ.

Аварийный срезной клапан предназначен для глушения (задавки) оборудованной пакером скважины в аварийной ситуации через затрубное пространство, когда нельзя открыть циркуляционный клапан типа при помощм проволочного приспособления. Устанавливается с колонной НКТ, входит в состав комплекта скважинного оборудования с диаметром эксплуатационной колонны 219 мм на давление 14 МПа.

Скважинное предохранительное оборудование газовых скважин состоит из двух отдельных узлов: 1) разобщителя (пакера); 2) собственно клапана-отсекателя. К пакерам, применяемым вместе с забойными клапанами-отсекателями, предъявляются высокие требования: 1) безотказность в работе; 2) надежность разобщения пласта от трубного пространства; 3) возможность установки на любой заданной глубине; 4) малое время для соединения с колонной НКТ; 5) простота конструкции, минимально возможные основные размеры и металлоемкость; 6) устойчивость к агрессивным фсдам при высоких давлениях и температурах.

Забойные клапаны-отсекатели предотвращают открытое фонтанированиепр повреждении или разрушении устьевого оборудования и колонны НКТ выше места установки забойного клапана-отсекателя. Они служат автоматическим запорным устройством скважины при демонтаже устьевого оборудования, подъеме колонны НКТ из скважины без задавки жидкостью.

Пластовые газы многих газоконденсатных месторождений содержат коррозионные компоненты: сероводород, углекислый газ, кислоты жирного ряда (муравьиную, пропионовую, щавелевую, масляную). Коррозионные компоненты при наличии пластовой минерализованной или конденсационной воды, высоких давлений и температур вызывают интенсивную коррозию металлических обсадных колонн, НКТ, оборудования устья скважин, шлейфов, поверхностного оборудования, промыслов.

При большом содержании сероводорода в газе невозможно использовать обычные скважинные приборы для измерения давлений и температур, проводить геофизические работы в скважинах. Наибольшей коррозии подвергаются тройники, крестовины, катушки, уплотнительные кольца фланцевых соединений, задвижки фонтанной арматуры. Интенсивность коррозии элементов оборудования устья скважин изменяется от 0,1 до 4 мм/год.

Например, срок службы колонн НКТ до обрыва в верхней части и падения на забой скважин на месторождениях Краснодарского края составляет 1-18 мес, нарушение герметичности задвижек фонтанной арматуры происходит в течение 1-2 мес, фланцевых соединений — в течение 46 мес.

Защита внутренней поверхности металлической обсадной колонны и внешней поверхности НКТ осуществляется разобщением пласта и затрубного пространства скважины при помощи разобщителя (пакера) и заполнением затрубного пространства ингибированной жидкостью. Защита другого металлического оборудования скважин от коррозии осуществляется при помощи периодической закачки ингибитора коррозии в призабойную зону пласта или непрерывной его закачки в затрубное пространство скважины с помощью насосов и подачи ингибитора в НКТ из затрубного пространства скважины через специальные ингибиторные клапаны в колонне НКТ.

Читайте также:  Наладчик холодноштамповочного оборудования

Источник

Подземное оборудование газовых скважин. Основные элементы. Их назначение.

При эксплуатации скважин большое внимание должно уделяться надежности, долговечности и безопасности работы, предотвращению открытых газовых фонтанов, защите среды обитания. Этим условиям должны удовлетворять как конструкция газовой скважины, так и оборудование ее ствола и забоя.

Подземное оборудование ствола скважины позволяет осуществлять:

защиту скважины от открытого фонтанирования;

освоение, исследование и остановку скважины без задавки ее жидкостью;

воздействие на призабойную зону пласта с целью интенсификации притока газа к скважине;

эксплуатацию скважины на установленном технологическом режиме;

замену колонны насосно-компрессорных (фонтанных) труб без задавки скважины жидкостью.

Схема компоновки подземного оборудования скважины показана на рисунке 10.1. Основное эксплуатационное подземное оборудование газовой скважины включает в себя:

колонна насосно-компрессорных труб (НКТ);

устройство для автоматического закрытия центрального канала скважины, которое включает в себя забойный клапан-отсекатель, уравнительный клапан, переводник и замок;

аварийный, срезной клапан;

разъединитель колонны НКТ;

Дополнительное рабочее оборудование для работы с клапанами-отсекателями включает в себя различный инструмент и принадлежности канатной техники для управления подземным оборудованием.

Обсадные колонны должны обеспечивать прочность и герметичность ствола скважины. Они представляют собой стальные бесшовные трубы, применяемые для крепления нефтяных и газовых скважин. Диаметр этих труб – от 114 до 508 мм. Трубы по точности и прочности выпускают в двух исполнениях (А и В) из сталей групп прочности Д, К, Е, Л, М, Р, Т. Длина труб составляет 9,5-13,0 м.

Колонна фонтанных труб, спускаемых в скважину, служит для подъема жидкости или газа на поверхность, предохранения колонны обсадных труб от коррозионного и эрозионного износа при добыче углеводородов, регулирования режима работы фонтанной скважины, предупреждения образования на забое столба воды или песчаной пробки, для промывки скважины и обработки призабойной зоны пласта с применением различных методов воздействия; предохранения обсадной колонны от высокого давления, возникающего при обработке скважины.

Рисунок 10. – Схема компоновки подземного оборудования газовой скважины

1 – пакер; 2 – циркуляционный клапан; 3 – ниппель; 4 – забойный клапан-отсекатель с уравнительным клапаном; 5 – разъединитель колонны НКТ; 6 – ингибиторный клапан; 7 – аварийный срезной клапан; 8 – НКТ; 9 – жидкий ингибитор коррозии и гидратообразования; 10 – хвостовик.

Для оборудования фонтанных скважин применяют бесшовные, т. е. цельнотянутые насосно-компрессорные трубы диаметром 38, 50, 63, 73, 89, 102 и 114 мм с толщиной стенок от 4 до 7 мм, длиной 5,5-10 м (в среднем 8 м). Трубы изготавливают из сталей групп прочности Д, К, Е, Л, М с высокими механическими свойствами.

Насосно-компрессорные трубы выпускают двух типов: с высаженными наружу концами и гладкие (одинакового размера по всей длине). Между собой насосно-компрессорные трубы соединяются с помощью муфт.

Разобщитель (пакер) предназначен для постоянного разъединения пласта и затрубного пространства скважины с целью защиты эксплуатационной колонны и НКТ от воздействия высокого давления, высокой температуры и агрессивных компонентов (H2S, СО2), входящих в состав пластового газа. Его устанавливают над эксплуатационным объектом, из которого ведут добычу природных углеводородов.

Пакеры используются в обсадной колонне нефтяных и газовых скважин при их эксплуатации и ремонте; для разобщения продуктивного пласта с водоносными нижележащими пластами; для разобщения двух или более продуктивных горизонтов при их одновременной раздельной эксплуатации.

Для заякоривания и центрирования скважинного оборудования в эксплуатационной колонне служат специальные устройства – якоря.

Ниппель служит для установки, фиксирования и герметизации в нем забойного клапана-отсекателя. Он спускается в скважину на колонне НКТ и устанавливается обычно выше пакера.

Циркуляционный клапан обеспечивает временное сообщение центрального канала с затрубным пространством с целью осуществления различных технологических операций: освоения и задавки скважины, промывки забоя, затрубного пространства и колонны НКТ, обработки скважины различными химическими реагентами и т. д. Клапан устанавливается в колонне НКТ во время ее спуска в скважину и извлекается вместе с ней.

Ингибиторный клапан предназначен для временного сообщения затрубного пространства скважины с внутренним пространством колонны НКТ при подаче ингибитора коррозии или гидратообразования в колонну. Клапан устанавливается в колонне НКТ во время ее спуска и извлекается вместе с ней.

Устройство для автоматического закрытия центрального канала скважины предназначено для временного перекрытия скважины у нижнего конца колонны фонтанных труб при аварийных ситуациях или ремонте оборудования устья. Оно может устанавливаться в различных местах в НКТ.

Клапаны-отсекатели предназначены для автоматического перекрытия колонны лифтовых труб и отсечения потока добываемой продукции скважины при нарушении установленного технологического режима ее эксплуатации в результате повреждения или полного разрушения устьевого оборудования, нарушения герметичности эксплуатационной колонны скважины, затрубное пространство которой перекрыто пакером.

При обустройстве скважины пакер и клапан-отсекатель устанавливаются непосредственно над продуктивным горизонтом.

Аварийный срезной клапан предназначен для глушения (задавки) оборудованной пакером скважины в аварийной ситуации через затрубное пространство, когда нельзя открыть циркуляционный клапан при помощи проволочного приспособления. Устанавливается с колонной НКТ.

Читайте также:  Расстояние между оборудованием в кабинете

Для улучшения выноса твердых частиц и жидкостей с забоя скважины в фильтрованную часть пласта на забой скважины спускается хвостовик.

С помощью спускного инструмента с использованием канатной техники скважинное оборудование спускают и укрепляют внутри скважины (обсадной колонны).

Источник

Конструкция газовой фонтанной скважины, наземное и подземное оборудование

Различают наземное и подземное оборудование газовых скважин, которые практически весь период службы работают фонтанным способом. К подземному оборудованию относят: ствол, забой, оборудование НКТ; к наземному: арматура, устанавливаемая на устье скважины. 1. Конструкция подземного оборудования – это сочетание основных конструктивных решений при строительстве скважины, а именно: её диаметра на различных интервалах бурения, взаимного расположения обсадных колонн, качество цемента, оборудование скважины в пределах продуктивной части разреза, диаметра и глубины спуска НКТ и т.д. Конструкция в целом должна обеспечить условия для быстрой ликвидации возможных осложнений при бурении и длительной эксплуатации скважины при соответствующих экономическо-технологических решениях, должной охране недр. С целью изоляции проходов при бурении водоносных пластов, а также для предотвращения скважины от обвалов и для сообщения продуктивного пласта с устьем после бурения, ствол скважины крепят (обсаживают) стальными обсадными трубами (колоннами). Конкретная конструкция скважины зависит от конкретных геологических условий, но в любой скважине присутствуют следующие элементы: 1. Короткое направление (глубина 5-15) – служит для закрепления приустьевой части скважины против размыва, против разрушения пород, для предотвращения искривления ствола скважины. Его устанавливают в специально вырытом шурфе и цементируют до устья. 2. Кондуктор (глубина 50-500м) – служит для предохранения ствола от обвалов, изоляции водоносных горизонтов и монтажа противовыбросового оборудования, а также для подвески последующих колонн. 3. Промежуточные обсадные колонны. 4. Эксплуатационная колонна (ЭК) – последняя колонна самого малого диаметра. Служит для разобщения прод. Горизонтов и всех остальных. К ЭК газ. скважин предъявляют повышенные требования: 1) Давление верхней части колонны знач. выше. 2) Намного выше вероятность утечек газа, а также его перетоков по за колонным пространствам. 3) В ЭК газ. скв. возникают более высокие напряжения по сравнению с нефт. скв. Конструкция забоя. оборудовать забой надо чтобы предотвратить его разрушение, получить сообщение скважины с пластом и чтобы обеспечить работу скважины. Конструкция забоя определяется: 1) Литологическими особенностями (границы распределения коллекторов, участки слияния данного пласта с соседним по разрезу, наличие коллекторов с резко-различными характеристиками по разрезу). 2) Физическими свойствами продуктивных пластов (рыхлые или хорошо сцементированные). 3) Местоположением скважины.

Существует 2 конструкции забоя скважин.

1. Открытый забой. Скважину бурят до кровли продуктивного пласта, спускают ЭК на забой, цементируют её, а затем скважину углубляют долотом меньшего диаметра до подошвы. Если пласт хорошо сцементирован, то целесообразно оставить забой открытым, если ожидаются нарушения, то ставят фильтр-хвостовик с сальниковым закреплением в нижней части ЭК.

2. Закрытый забой. Скважину бурят ниже подошвы, спускают ЭК и цементируют, после отвердевания цементного раствора напротив прод. пласта перфорируют стенки колонны и цементное кольцо, для сообщения прод. пласта со стволом. Иногда для предотвращения попадания песка в ЭК устанавливают фильтр-хвостовик. Данная конструкция применяется при рыхлых породах.

Сущ. преимущество откр. забоя-его гидродинамическая эффективность. Недостаток селекции на нужные пропластки. Угроза обвалов. Скважины с закр. забоем (около 90% фондов) упрощают проводку скважины и ГИС. Надежная изоляция пропластков, возможность довскрытия пропущенных интервалов. Устойчивость забоя. недостаток-резко возрастает фильтрационное сопротивление потоку газа. В целом конструкция забоя должна обеспечивать:

1) Мех. устойчивость ПЗП; 2) Доступ к забою спускаемого оборудования; 3) Эфф. гидродин. связь с пластом; 4) возможность избирательного воздействия на отд. участки.

Для защиты ЭК от коррозии и разрушения. для обеспечения различных операций в стволе, в скважине подвешивается еще одна колонна стальных труб (НКТ). На этой трубе может монтироваться комплекс забойного оборудования. При коррозии и мех. повреждении НКТ, их на определенном этапе можно заменить.

2. Конструкция наземного оборудования – это сочетание основных конструктивных решений по удержанию спущенных в скважину фонтанных труб, по герметизации ОК и межколонных пространств, по направлению газового потока в газосборные сети, а также по установлению, регулированию и поддержанию заданного тех. режима работы скважины. Устьевое оборудование состоит из колонной головки, трубной головки и фонтанной елки.

КГ – служит лоя герметизации межтрубных пространств, а также для подвески и закрепления обсадных колонн.

Фонтанная арматура, различают по:

1) рабочему давлению; 2) диаметру проходного сечения; 3) конструкции ФЁ; 4) числу рядов НКТ; 5) типу запорных устройств.

Источник