Меню

Подземное оборудование скважина



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.

Читайте также:  Установка систем видеонаблюдения в Москве под ключ

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.

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.

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

Источник

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Подземное оборудование — скважина

Подземное оборудование скважин состоит из оборудования забоя и ствола. [1]

Повторные обработки подземного оборудования скважины ингибитором следует проводить с интервалом 1 5 — 2 мес. [2]

Данная схема подземного оборудования скважин используется в тех случаях, когда эксплуатируемые пласты залегают на значительном расстоянии друг от друга и давление нижнего пласта существенно превышает давление верхнего пласта. Для предупреждения смещения вверх пакера и 60-мм насосно-компрессорных труб под действием перепада давлений на этой колонне устанавливают гидравлический якорь. Если указанные осложняющие обстоятельства в скважине отсутствуют, используется более простая схема подземного оборудования типа 1УФЭ без гидравлического якоря и хвостовика под пакером. [3]

Вес спускаемого подземного оборудования скважин достигает иногда нескольких десятков тонн. Для облегчения спуска подземного оборудования служит талевая система. Состоит она из не-лодвижной части — кронблока и подвижной части — блока, крюка и талевого каната. Последний огибает попеременно шкивы крон-блока и шкивы подвижного блока. Один конец талевого каната ( мертвый) прикрепляют к подвижному блоку или к рамному брусу, другой ( тяговый или ходовой) наматывают на барабан лебедки подъемника. [4]

При выборе наземного и подземного оборудования глубиннона-соеных скважин обычно пользуются специальными таблицами и номограммами, которые позволяют упростить и ускорить выполнение расчетов. [5]

Негерметичность эксплуатационных колонн и подземного оборудования скважин — перетоки газа из затрубного пространства в межколонное через нарушения в колонне или негерметичные резьбовые соединения. Данный вид межколонного газопроявления встречается в основном в скважинах, оборудованных отечественными па-керами типа 1ПД — ЯГ, 2ПД — ЯГ. Это связано с низким качеством самих пакеров, операцией по их установке, а также с нарушением эксплуатационных колонн и разгерметизацией резьбовых соединений в процессе эксплуатации. [6]

Перечисленные элементы относятся к подземному оборудованию скважины . Глубинный насос приводится в движение от станка-качалки, расположенного на поверхности земли и состоящего из балансира, шатунно-кривошшшо-го механизма и двигателя. [7]

При выборе ингибиторов для защиты подземного оборудования скважин необходимо учитывать прежде всего назначение каждого из них, т.е. их способность тормозить коррозионный процесс в тех или иных средах ( содержащих сероводород, углекислоту или кислород), растворимость ингибитора в нефти или пластовой воде. [8]

При выборе ингибитора для защиты подземного оборудования скважин учитывается также эффективность защитного действия при минимальных дозировках. [9]

Предотвращение или уменьшение влияния коррозии подземного оборудования скважин и наземного ( в системе сбора и подготовки нефти и газа) достигается путем подачи ингибиторов коррозии в затрубное пространство скважин. При недостаточном эффекте от применения ингибиторов периодически заменяют подземное оборудование скважин ( глубиннонасосные и насосно-компрессорные трубы) новым. [10]

Для надежной эксплуатации газовых скважин используется следующее основное подземное оборудование скважины : 1) разобщитель ( пакер); 2) колонна насосно-компрессорных труб ( НКТ); 3) ниппель; 4) циркуляционный клапан; 5) ингибиторный клапан; 6) устройство для автоматического закрытия центрального канала скважины, которое включает в себя забойный клапан-отсекатель, уравнительный клапан, переводник и замок; 7) клапан аварийный срезной; 8) приставка включено — выключено или J-соединение; 9) хвостовик. [11]

Читайте также:  Лабораторная медицинская центрифуга

На рис. 6.16 приведена схема размещения подземного оборудования скважины , эксплуатируемой УГПН. [12]

В книге изложены результаты исследования работы подземного оборудования скважин . Приведены рекомендации по выбору оптимального режима скважин с учетом возможных осложнений в процессе добычи нефти газлифтным способом, штанговыми насосами и погружными электронасосами. Рассмотрены возможности эксплуатации обводненных скважин. Представлены методы борьбы с отложениями парафина и солей. [13]

Вторым вопросом является выбор технологической схемы подземного оборудования скважин , приемлемой для условий нефтяных месторождений БССР. [14]

Плановые ремонты скважин заключаются в ремонте наземного и подземного оборудования скважин . [15]

Источник

Элементы подземного оборудования, их назначение

date image2014-02-02
views image1860

facebook icon vkontakte icon twitter icon odnoklasniki icon

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

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.

Хвостовик применяется для улучшения выноса твердых частиц и жидкостей с забоя скважины.

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 (Н2S, CO2, кислот жирного ряда), входящих в состав пластового газа.

Н и п п е л ь служит для установки, фиксирования и гермети­зации а нем забойного клапана-отсекателя. Он спускается в скважину на колонне НКТ и устанавливается обычно выше пакер.

Ц и р к у л я ц и о н н ы й к л а п а н обеспечивает временное сообщение центрального канала с затрубным пространством с целью осуществления различных технологических операций: освоения и задавки скважины, промывки забоя, затрубного пространства в колонны НКТ, обработки скважины различными химическими реагентами и т. д. Клапан устанавливается в колонне НК Г во время ее спуска в скважину и извлекается вместе с ней.

И н г и б и т о р н ы й к л а п а н предназначен для временного сообщения затрубного пространства скважины с внутренним пространством колонны НКТ при подаче ингибитора коррозии или гидрат образования в колонну. Клапан устанавливается в колонне НКТ во время ее спуска и извлекается вместе с ней (КИМ-89В-350К).

У с т р о й с т в о д л я а в т о м а т и ч е с к о г о з а к р ы т и я ц е н т р а л ь н о г о к а н а л а с к в а ж и н ыпредназначено для временного перекрытия скважины у нижнего юнца колонны фонтанных труб при аварийных ситуациях или ремонте оборудования устья. Оно может устанавливаться в различных местах в НКТ.

Kлапан а в а р и й н ы й с р е з н о й КАС168-140 пред­назначен для глушения (задавки) оборудованной пакером скважины в аварийной ситуации через затрубное пространство, когда нельзя открыть циркуляционный клапан типа КЦ при помощи проволочного приспособления. Устанавливается с колонной НКТ, входит в состав комплекта скважинного оборудования с диаметром эксплуатационной колонны 219 мм на давление 14 МПа (К0219/168-140).

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.

Источник

Подземное оборудование ствола скважин.

Подземное оборудование ствола скважины позволяет осуществлять:

· защиту скважины от открытого фонтанирования;

· освоение, исследование и остановку скважины без задавливания 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 задавливания скважины жидкостью;

Схема компоновок подземного оборудования газовых и нефтяных скважин с вертикальным и горизонтальным стволами представлена на рис. 3.3 ÷ 3.6.

На рис. 3.7а представлена компоновка подземным оборудованием скважины, восстановленной горизонтальным стволом из бывшей вертикальной (зарезка горизонтального ствола).

На рис. 3.7б представлена компоновка подземным оборудованием с УЭЦН (установка электроцентробежного насоса) для применения технологии механизированной добычи нефти.

Для надежной эксплуатации газовых скважин используется следующее основное подземное оборудование:

· пакер (разобщитель) — предназначен для герметичного разобщения эксплуатационной колонны и колонны насосно-компрессорных труб с целью защиты эксплуатационной колонны от воздействия добываемой агрессивной среды;

· колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) — предназначена для предохранения эксплуатационной колонны от абразивного воздействия твердых взвесей и коррозионных агентов (Н2S, СО2 и т.д.), содержащихся в выносимом потоке газа, для контроля условий отбора газа на забое скважины, для создания необходимой скорости движения потока газа и создания условий выноса жидкости с забоя на поверхность, для проведения ремонтных работ и интенсификации притока газа из пласта в скважину;

· ниппель посадочный — предназначен для установки, фиксирования и герметизации в нем устьевого или забойного клапана-отсекателя и иного оборудования. Он спускается в скважину на колонне НКТ и устанавливается как выше, так и ниже пакера;

· циркуляционный клапан (ЦК) — предназначен для временного сообщения 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 реагентами и т.д. Клапан устанавливается в колонне НКТ во время ее спуска в скважину и извлекается вместе с ней;

· оправка ингибиторного клапана (ОИК)- предназначена для установки в ней ингибиторного клапана, газлифтного клапана (нефтяные скважины), глухой пробки.

· ингибиторный клапан (ИК) — предназначен для сообщения затрубного пространства скважины с внутренним пространством колонны НКТ при подаче КИГиК в колонну. Клапан устанавливается в ОИК извлекается и устанавливается бригадами планового ремонта скважин (ПРС);

· устройство для автоматического закрытия центрального канала скважины, которое включает в себя забойный клапан-отсекатель, переводник и замок — предназначено для временного перекрытия скважины у нижнего конца колонны НКТ при аварийных ситуациях или ремонте оборудования устья скважины. Оно может устанавливаться в различных местах НКТ;

· приставка “включено — выключено” (разъединитель колонны) — предназначена для герметичного и разъемного соединения лифтовой колонны с пакером, а также для установки в ее ниппельной части жестко соединенной с пакером клапана-отсекателя и глухой пробки. Применение приставки дает возможность подъема и спуска НКТ без предварительного подъема пакера, служит средством для выравнивания циркуляции среды, временно позволяет выполнять функции мостовой пробки во время ремонтных работ, служит в качестве отбойного переводника прихваченного инструмента;

· хвостовик — предназначен для улучшения условий освоения и эксплуатации вскрытой продуктивной мощности пласта, установки дублера (глухой пробки) для опрессовки НКТ.

Источник