ПОДЗЕМНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ СТВОЛА 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:


  • 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 51.


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  ГАЗОВЫХ скважин 1


Рисунок 51 — 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 — аврийный срезной клапан; 8 — ПКТ; 9 — жидкий ингибитор коррозии и гидратообразования; 10 — 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, 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:


  • разобщителя (пакера);

  • собственно клапана-отсекателя.

К пакерам, применяемым вместе с забойными клапанами-отсекателями, предъявляются высокие требования:


  • безотказность в работе;

  • надежность разобщения пласта от трубного пространства;

  • возможность установки на любой заданной глубине;

  • малое время для соединения с колонной НКТ;

  • простота конструкции, минимально возможные основные размеры и металлоемкость;

  • устойчивость к агрессивным фсдам 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.


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 4 - 6 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.


 

ищи здесь, есть все, ну или почти все