К оборудованию ствола относится оборудование, размещенное 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 ρ и Т приводит к переходу из парообразного (газового) в жидкое состояние воды и конденсата. При изменении ρ и Т нередко создаются условия, благоприятные для гидратообразования в стволе скважины.
Присутствие в потоке газа твердых частиц и жидкости может привести к их накоплению на забое, если они не выносятся потоком газа.
Коррозия металла агрессивными компонентами H2S, CO2 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 твердых частиц и жидкости, небольшие глубины (до 1000 м), давления (6—9 МПа), дебиты (до 100 тыс. м3/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. 16,а). Фонтанные трубы обеспечивают следующее:
предохранение обсадных труб от эрозии и коррозии;
вынос жидкости и твердых частиц с забоя;
К оборудованию ствола относится оборудование, размещенное 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 ρ и Т приводит к переходу из парообразного (газового) в жидкое состояние воды и конденсата. При изменении ρ и Т нередко создаются условия, благоприятные для гидратообразования в стволе скважины.
Присутствие в потоке газа твердых частиц и жидкости может привести к их накоплению на забое, если они не выносятся потоком газа.
Коррозия металла агрессивными компонентами H2S, CO2 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 твердых частиц и жидкости, небольшие глубины (до 1000 м), давления (6—9 МПа), дебиты (до 100 тыс. м3/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. 16,а). Фонтанные трубы обеспечивают следующее:
предохранение обсадных труб от эрозии и коррозии;
вынос жидкости и твердых частиц с забоя;
эксплуатацию скважины в осложненных условиях (подача в поток газа на забой ингибиторов коррозии и гидратообразования, ПАВ, глушение скважин, отбор газа по затрубному пространству и т. д.);
- одновременную раздельную эксплуатацию (ОРЭ) нескольких пластов одной скважиной.
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. 16). 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 диаметра фонтанных труб (25— 37 мм). Предназначаются для продувки скважины с целью выноса жидкости и песка либо подачи на забой ингибиторов.
Установка плунжерного лифта предназначена для удаления жидкости с забоя скважины (см. рис. 16,6). Установка состоит из верхнего 4 и нижнего 7 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 подает жидкость на поверхность.
Комплексы подземного оборудования типа КПО и КПГ, «Барьер» (см. рис. 16, е) 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. 16,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 соединение 8 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 съемные 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. 16) при изменении длины фонтанных труб вследствие тепловых и механических деформаций цилиндр занимает разное положение относительно поршня и тем самым ликвидирует дополнительные напряжения.
В клапане аварийного глушения 9 (см. рис. 16) 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. 16) состоит из шариковых клапанов (см. рис. 17,6), вставленных в корпус 5 и прижатых плашкой 7. Шарики прижаты к седлам 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 м3/сут и более.
Клапан циркуляционный 11 (см. рис. 16) 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. 16) срабатывает при определенном расчетном перепаде давления в фонтанных трубах ниже заданного. Под действием перепада давления внутренняя труба (см. рис.
17, е) перемещается вверх, дает возможность передвинуться вверх штуцеру 14, при этом освобождается хлопушка 15 которая потоком газа захлопывается и перекрывает проходное сечение клапана.
Пакеры (разобщители) 18, 20 (см. рис. 16) состоят из уплотняющих резиновых манжет, гидравлического или механического привода для сжатия манжет, фиксирующего устройства, клапана гидропривода, узла отсоединения и извлечения пакера.
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, размещенное 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 съема пакеров.
Установки для одновременной раздельной эксплуатации ОРЭ двух и трех пластов в одной скважине находят все более широкое применение на промыслах (см. рис. 16, г). Пласты разобщают гидравлическими пакерами двух- и однопроходными 18, 20 (см. рис. 16).
Спуск и посадка каждого пакера, проверка герметичности проводятся раздельно с использованием устройства для съема пакеров 19. В состав комплекса подземного оборудования входят:
клапан-отсекатель 15, ингибиторные 16 и циркуляционные 17 клапаны. В поток газа вводятся ингибиторы через клапаны 16, при промывках скважины и глушении срабатывают циркуляционные клапаны 17 механического или гидравлического действия. Циркуляционный клапан гидравлического действия используется для экстренного глушения скважины в аварийных ситуациях.
.Клапан-отсекатель 15 предотвращает открытое фонтанирование при нарушениях в оборудовании устья скважины. Для ОРЭ используют специальные установки типа УГ-168-260, ГУ-Э2ГМ и др. В комплект при необходимости включают телескопические соединения, цанговые фиксаторы, замки, ниппели, обратные клапаны, штуцеры съемные и другое оборудование.
