Оборудование ствола скважин

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.

Крепление скважин, цементирование скважин




Ищи здесь, есть все, ну или почти все

Архив блога