Оборудование устья скважины

1) освоения скважины;

2) закрытия скважины;

3) контроля и регулирования технологического режима работы скважины.

Основной элемент фонтанной елки крестовикового типа - крестовина, а тройниковой елки - тройник. На ней монтируются штуцеры, термометры, установки для ввода ингибитора гидратообразования и коррозии, устьевой клапан-отсекатель

Устьевой клапан-отсекатель (К-301) предназначен для автоматического перекрытия выходной линии от скважины (шлейфа) при аварийном повышении давления до него или понижении давления после него (в шлейфе). Запорный элемент клапана-отсекателя К-301 выполнен в виде заслонки. Она удерживается в горизонтальном положении с помощью штока чувствительного элемента. При уменьшении давления в трубопроводе шток перемещается, освобождает заслонку, которая и перекрывает поток газа. Клапан-отсекатель открывается вручную после выравнивания давлений до и после заслонки.

На рис. 16.3 изображены трубные головки и фонтанные елки с тройниковой (а) и крестовиковой (б) елками. Межтрубные пространства уплотняются кольцевыми прокладками Нижние боковые отводы от трубной головки предназначены для обработки скважины и замера межтрубного давления. Из двух отводов фонтанной елки один рабочий, второй резервный. Фонтанная елка крестови-кового типа имеет небольшую высоту, удобна в обслуживании, уравновешена. Применяется в случае, если в потоке газа отсутствуют твердые взвеси, газообразные или жидкие коррозионные агенты, способные вызвать коррозию крестовины и тем самым вывести скважину из эксплуатации.

Фонтанная арматура (елка) тройникового типа имеет два тройника. Верхний - рабочий, нижний - резервный. Нижний используется только во время ремонта или замены верхнего. Фонтанная арматура тройникового типа имеет большую высоту (до 5 м от поверхности земли), неудобна в обслуживании, неуравновешена.

Рис. 16.4. Комплекс устьевого оборудования для высокодебитных скважин:

1 - угловой регулирующий штуцер; 2 - автоматический отсекатель;

3 - стволовая пневматическая задвижка; 4 - трубная головка

Применяется в особо сложных условиях эксплуатации скважины - при наличии твердых взвесей в потоке газа, вызывающих абразивный износ оборудования, газообразных или жидких коррозионных агентов (углекислый газ, сероводород, пропионовая, масляная или. другие кислоты жирного ряда), при резких колебаниях давления и температуры. В верхней части фонтанной елки устанавливается буферный патрубок с манометром, показывающим давление на головке скважины (буферное давление).

Фонтанная арматура выпускается на рабочие давления 4; 7,5; 12,5; 20; 30; 35; 70 и 100 МПа. Внутренний диаметр фонтанной арматуры (63 или 100 мм) выбирают в зависимости от дебита скважины и давления газа. Научно-технический прогресс в добыче газа приводит к необходимости увеличения дебита скважины и диаметра эксплуатационной колонны, а следовательно, диаметра фонтанной арматуры.

Предприятия ВПО «Союзнефтемаш» разработали комплекс устьевого оборудования для высокодебитных скважин газовых месторождений Тюмени (рис. 16.4). Он состоит из блочной фонтанной арматуры АФБ6-150/160 х 210ХЛ с дублирующей дистанционно управляемой стволовой задвижкой, автоматическими отсекателями, угловыми регулирующими дросселями на боковых отводах елки; трубной головки, предусматривающей возможность подвески одного ряда насосно-компрессорных труб диаметром 168 мм; манифольда фонтанной арматуры, позволяющего отбирать продукцию по одному из двух или по обоим боковым отводам одновременно и менять штуцерные насадки без остановки скважины; колонной головки ОКК1-210 для обвязки обсадных колонн диаметрами 219 и 324 мм между собой и герметизации межтрубного пространства при помощи самоуплотняющегося уплотнителя. Диаметр условного прохода ствола 150 мм, боковых отводов трубной головки 65 мм, боковых отводов елки 100 мм, температура окружающей и рабочей среды до 213 и 393 ºК соответственно, давление 21 МПа.

studopedia.ru

7.4. Оборудование устья скважин

Оборудование устья скважин всех типов предназначено для герметизации затрубного пространства, отвода продукции скважины, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ. Оно комплектуется в зависимости от способа эксплуатации скважин. При фонтанном, компрессорном и бескомпрессорном способах добычи нефти оборудование устья составляется из одинаковых деталей и узлов по подобным схемам.

На устье скважин монтируются колонная головка (ГК) и фонтанная арматура (ФА), состоящая в свою очередь из трубной головки (ГТ) и фонтанной елки (Е). Колонная головка предназначена для соединения верхних концов обсадных колонн (кондуктора, технических и обсадных труб), герметизации межтрубных пространств и служит опорой для фонтанной арматуры. Трубная головка служит для обвязки одного или двух рядов фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами, а также для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины. Обычно трубная головка представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами и трубной подвеской. Боковые отводы 8 позволяют закачивать в межтрубное пространство воду и глинистый раствор при глушении скважины, ингибиторы гидратообразования и коррозии, измерять затрубное давление (манометром 7), а также отбирать газ из него. Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке. Фонтанная елка предназначена для управления потоком продукции скважины и регулирования его параметров, а также для установки манометров, термометров и приспособлений, служащих для спуска и подъема глубинных приборов. Елка состоит из вертикального ствола и боковых отводов-выкидов (струн). На каждом отводе устанавливают по две задвижки: рабочую 16 и резервную (ближайшую к стволу) 14. На стволе установлены коренная (главная, центральная) 11 и буферная 18 задвижки. На отводах имеются «карманы» для термометров и штуцеры для манометров 15, а также для регулирования расхода 17. Ствол заканчивается буфером с манометром 19.

Рис. 11. Схема оборудования устья скважины крестовой арматурой: ГК - головка колонная; ГТ - головка трубная; Е - елка; ФА- фонтанная арматура;

1-кондуктор; 2 - эксплуатационная колонна; 3- фонтанная колонна; 4 -манометр межколонный; 5 - отвод от межколонного пространства; 6-задвижка ручного привода; 7 - манометр затрубный; 8 - отвод от затрубья; 9 - линия задавочная: 10-подвеска фонтанных тру б; 11-коренная задвижка; 12-задвижка с пневмоприводом; 13-крестовина; 14-задвижка резервная; 15-катушка КПП; 16-задвижка рабочая; 17 - штуцер регулируемый; 18-задвижка буферная; 19 - буфер и буферный манометр; 20- блок пневмоуправления; 21 - прискважинная установка (система) для подачи в затрубье ингибиторов и ПАВ; 22 - отвод рабочий: 23- шлейф; 24- задвижки факельной линии; 25 - амбар земляной

Рис. 13 Станок-качалка типа СКД:1 - подвеска устьевого штока; 2 - балансир с опорой; 3 - стойка;4 - шатун; 5 - кривошип; 6 - редуктор; 7 - ведомый шкив;

8 - ремень; 9 - электродвигатель; 10 - ведущий шкив;11 - ограждение; 12 - поворотная плита; 13 - рама;14 - противовес; 15 - траверса,! 6 - тормоз

В планшайбе предусмотрены специальные отверстия для спуска в скважину скважинных приборов, выполнения ремонтных работ и технологических операций. Жидкость, подаваемая насосом, направляется через боковой отвод тройника 5 в выкидную линию и далее в замерную или газосепарационную установку. Станок-качалка- это балансирный индивидуальный механический привод штангового скважинного насоса. Его основными узлами являются (рис. 13) рама 13, стойка 3 в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир 2 с поворотной головкой, траверса 15 с шатунами 4, шарнирно подвешенная к балансиру, редуктор 6 с кривошипами 5 и противовесами 14. Для обеспечения возможности изменения числа качаний станки-качалки комплектуются набором сменных шкивов 7,10.

Станки-качалки выпускаются в двух исполнениях: СК и СКД, различающихся рядом конструктивных деталей. В шифре их типоразмера указываются важнейшие характеристики привода насоса. Например, обозначение СКЗ-1,2-630 означает: СК - вариант исполнения; 3 - грузоподъемность в тоннах; 1,2 - максимальная длина хода головки балансира в метрах; 630 - наибольший крутящий момент на валу редуктора в кг •м. [4]

studfile.net

Оборудование устья скважин

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 7.4 Основные характеристики установок погружных винтовых электронасосов

По типоразмеру установки можно определить ее основные параметры. Так, обозначение УЭВН5-16-1200 означает: У - установка; Э - привод от погружного электродвигателя; Н - насос; 5 - группа насоса для колонны обсадных труб диаметром 146 мм; 16 - подача, м3/сут; 1200 - напор, м.

Установки УЭВН5 используются для откачки жидкостей с температурой до 70°С, вязкостью до 1000 мм2/с, с содержанием мехпримесей не более 0,8 г/л и свободного газа на приеме насоса не более 50 %.

Оборудование устья скважин всех типов предназначено для герметизации затрубного пространства, отвода продукции скважины, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ. Оно комплектуется в зависимости от способа эксплуатации скважин.

При фонтанном, компрессорном и бескомпрессорном способах добычи нефти оборудование устья составляется из одинаковых деталей и узлов по подобным схемам.

На устье скважин (рис. 7.22) монтируются колонная головка (ГК) и фонтанная арматура (ФА), состоящая в свою очередь из трубной головки (ГТ) и фонтанной елки (Е). Колонная головка предназначена для соединения верхних концов обсадных колонн (кондуктора, технических и обсадных труб), герметизации межтрубных пространств и служит опорой для фонтанной арматуры. Трубная головка служит для обвязки одного

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

или двух рядов фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами, а также для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины. Обычно трубная головка представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами и трубной подвеской. Боковые отводы 8 позволяют закачивать в межтрубное пространство воду и глинистый раствор при глушении скважины, ингибиторы гидратообразования и коррозии, измерять затрубное давление (манометром 7), а также отбирать газ из него. Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке. Фонтанная елка предназначена для управления потоком продукции скважины и регулирования его параметров, а также для установки манометров, термометров и приспособлений, служащих для спуска и подъема глубинных приборов. Елка состоит из вертикального ствола и боковых отводов-выкидов (струн). На каждом отводе устанавливают по две задвижки: рабочую 16 и резервную (ближайшую к стволу) 14. На стволе установлены коренная (главная, центральная) 11 и буферная 18 задвижки. На отводах имеются «карманы» для термометров и штуцеры для манометров 15, а также для регулирования расхода 17. Ствол заканчивается буфером с манометром 19.

Рис. 7.22. Схема оборудования устья скважины крестовой арматурой: ГК - головка колонная; ГТ - головка трубная; Е - елка; ФАфонтанная арматура;

1-кондуктор; 2 - эксплуатационная колонна; 3- фонтанная колонна; 4 -манометр межколонный; 5 - отвод от межколонного пространства; 6-задвижка ручного привода; 7 - манометр затрубный; 8 - отвод от затрубья; 9 - линия задавочная: 10-подвеска фонтанных тру б; 11-коренная задвижка; 12-задвижка с пневмоприводом; 13-крестовина; 14-задвижка резервная; 15-катушка КПП; 16-задвижка рабочая; 17 - штуцер регулируемый; 18задвижка буферная; 19 - буфер и буферный манометр; 20блок пневмоуправления; 21 - прискважинная установка (система) для подачи в затрубье ингибиторов и ПАВ; 22 - отвод рабочий: 23шлейф; 24задвижки факельной линии; 25 - амбар земляной

Фонтанные елки по конструкции делятся на крестовые и трой-никовые. В состав ствола крестовой елки входит крестовина 13, к которой и крепятся отводы-выкиды. Каждый из них может быть рабочим. Тогда второй является резервным. В конструкцию ствола тройниковой елки (рис. 7.23) входят тройники 3, 13, к которым присоединяются выкидные линии - верхняя, которая является рабочей и нижняя, являющаяся резервной. Такое распределение «ролей» связано с тем, что тройниковая арматура, как правило, применяется в скважинах, в продукции которых содержится песок или ил. При

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

абразивном разрушении верхнего тройника скважина может быть переведена на работу через нижний отвод. Для этого закрывается задвижка (или кран),,расположенная между тройниками; верхний тройник и отвод в это время подвергаются ремонту. Ремонт крестовой арматуры значительно более затруднен. В то же время крестовая арматура компактнее, имеет меньшую высоту, ее проще обслуживать.

Фонтанная арматура рассчитана на рабочее давление?, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа, имеет диаметр проходного сечения ствола от 50 до 150мм.

Манифольд - система труб и отводов с задвижками или кранами - служит для соединения фонтанной арматуры с трубопроводом, по которому продукция скважины поступает на групповую замерную установку (ГЗУ). Простейшая схема манифольда крестовой фонтанной арматуры показана на рис. 7.24. Она предусматривает наличие двух практически идентичных обвязок (рабочая и резервная), в каждой из которых есть регулируемый штуцер 1, вентили 2 для отбора проб жидкости и газа, запорное устройство 3 для сброса продукции на факел или в земляной амбар и предохранительный клапан 6. Элементы схемы собираются в одно целое с помощью фланцевых соединений 7. Узлы, очерченные четырехугольниками (№№ 1, 2, 3), собираются на заводе.

Оборудование устья штанговой насосной скважины включает (рис. 7.25) колонный фланец 1, планшайбу 2 с подвешенными к ней на-сосно-компрессорными трубами 3. В верхнюю муфту 4 труб ввинчивают тройник 5 для отвода нефти (в горизонтальной плоскости), а также для вывода наружу устьевого штока 7, связывающего через канатную подвеску насосные штанги с головкой балансира станка-качалки. Место выхода устьевого штока из тройника герметизировано с помощью сальника 6, набивку которого уплотняют крышкой 8 и пружиной.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 7.23. Фонтанная арматура тройннковая:

1 - крестовик; 2,4 - переводные втулки; 3 - тройник; 5 - переводная катушка; 6 - центральная задвижка; 7 - задвижки; 8 - штуцеры; 9 - буферная заглушка; 10 - манометр; 11 - промежуточная задвижка; 12 - задвижка; 13 - тройники; 14 - буферная задвижка

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 7.24. Схема обвязки крестовой фонтанной арматуры:

1 - регулируемый штуцер; 2 - вентили; 3 - запорное устройство для сброса продукции на факел или в земляной амбар; 4 - тройник; 5 - крестовина; 6 - предохранительный клапан; 7 - фланцевое

соединение; ГЗУ - групповая замерная установка

Рис. 7.25. Оборудование устья скважины, эксплуатируемой погружным штанговым насосом:

1 - колонный фланец; 2 - планшайба; 3 - насосно-компрессорные трубы; 4 - верхняя муфта; 5 - тройник; б - сальник; 7 - устьевой шток;

8 - крышка

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 7.26 Станок-качалка типа СКД:

1 - подвеска устьевого штока; 2 - балансир с опорой; 3 - стойка; 4 - шатун; 5 - кривошип; 6 - редуктор; 7 - ведомый шкив; 8 - ремень; 9 - электродвигатель; 10 - ведущий шкив; 11 - ограждение; 12 - поворотная плита; 13 - рама; 14 - противовес; 15 - траверса,! 6 - тормоз

В планшайбе предусмотрены специальные отверстия для спуска в скважину скважинных приборов, выполнения ремонтных работ и технологических операций.

Жидкость, подаваемая насосом, направляется через боковой отвод тройника 5 в выкидную линию и далее в замерную или газосе-парационную установку.

Станок-качалка - это балансирный индивидуальный механический привод штангового скважинного насоса. Его основными узлами являются (рис. 7.26) рама 13, стойка 3 в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир 2 с поворотной головкой, траверса 15 с шатунами 4, шарнирно подвешенная к балансиру, редуктор 6 с кривошипами 5 и противовесами 14. Для обеспечения возможности изменения числа качаний станкикачалки комплектуются набором сменных шкивов 7,10.

Станки-качалки выпускаются в двух исполнениях: СК и СКД, различающихся рядом конструктивных деталей. В шифре их типоразмера указываются важнейшие характеристики привода насоса. Например, обозначение СКЗ-1,2-630 означает: СК - вариант исполнения; 3 - грузоподъемность в тоннах; 1,2 - максимальная длина хода головки балансира в метрах; 630 - наибольший крутящий момент на валу редуктора в кг •

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

м. Сведения о типоразмерах станков-качалок приведены в табл. 7.5. Таблица 7.5 Основные характеристики станков-качалок

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 7.27. Оборудование устья скважины, эксплуатируемой глубинными центробежными или винтовыми насосами:

1 - крестовина; 2 - разъёмный корпус; 3 - резиновый уплотнитель; 4 - кабель; 5 - эксцентричная планшайба; 6 - выкидная линия; 7 - обратный клапан; 8, 9 - задвижка; 10,11 - манометр

Оборудование устья скважин, эксплуатируемых глубинными центробежными и винтовыми насосами, идентично. Оно изображено на рис. 7.27. Крестовина 1 навинчивается на ответную муфту колонной головки и имеет боковые задвижки. Насосный агрегат на НКТ подвешивают на специальной разъемной эксцентричной планшайбе 5, имеющей отверстие для кабеля 4. Места ввода кабеля и НКТ уплотняются разъемным корпусом 2 и резиновым уплотнителем 3, который поджимается разъемным фланцем. Межтрубное пространство соединено с выкидной линией 6, на которой установлен обратный клапан 7 для отвода газа при работе скважины. Задвижка 8 позволяет спускать в скважину различные измерительные приборы и механические скребки для очистки подъемных труб от парафина. Для этого на тройнике устанавливают специальный лубрикатор. Задвижка 9, установленная на выкиде устьевой арматуры, служит для регулирования режима работы скважины. Давления на выкиде и в межтрубном пространстве замеряются манометрами 10, 11.

Одновременная раздельная эксплуатация нескольких пластов одной скважиной

Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений показывает, что более половины всех капитальных вложений приходится на бурение скважин. Кроме того, не всегда в пластах содержатся рентабельные для извлечения самостоятельной сеткой скважин запасы нефти и газа. Уменьшить затраты на бурение скважин и сделать рентабельной добычу нефти и газа из пластов с небольшими запасами позволяет одновременная раздельная эксплуатация нескольких пластов одной скважиной (ОРЭ).

Метод ОРЭ заключается в том, что пласты в скважине разобщаются с помощью специальных устройств (пакеров) и для каждого пласта создаются отдельные каналы для выхода продукции на поверхность, снабженные соответствующим оборудованием.

Принципиальные схемы ОРЭ приведены на рис. 7.28 (насосное оборудование, фильтры, якори условно не показаны). При одновременной эксплуатации двух пластов с одним

studfile.net

Оборудование устья скважин

Оборудование устья скважин всех типов предназначено для герметизации затрубного пространства, отвода продукции скважины, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ. Оно комплектуется в зависимости от способа эксплуатации скважин.

При фонтанном, компрессорном и бескомпрессорном способах добычи нефти оборудование устья составляется из одинаковых деталей и узлов по подобным схемам.

На устье скважин (рис. 4.47) монтируются колонная головка (ГК) и фонтанная арматура (ФА), состоящая в свою очередь из трубной головки (ГТ) и фонтанной елки (Е).

Колонная головка предназначена для соединения верхних концов обсадных колонн (кондуктора, технических и обсадных труб), герметизации межтрубных пространств и служит опорой для фонтанной арматуры. Трубная головка служит для обвязки одного или двух рядов фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами, а также для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины. Обычно трубная головка представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами и трубной подвеской. Боковые отводы 8 позволяют закачивать в межтрубное пространство воду и глинистый раствор при глушении скважины, ингибиторы гидратообразования и коррозии, измерять затрубное давление (манометром 7), а также отбирать газ из него. Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке. Фонтанная елка предназначена для управления потоком продукции скважины и регулирования его параметров, а также для установки манометров, термометров и приспособлений, служащих для спуска и подъема глубинных приборов. Елка состоит из вертикального ствола и боковых отводов-выкидов (струн). На каждом отводе устанавливают по две задвижки: рабочую 16 и резервную (ближайшую к стволу) 14. На стволе установлены коренная (главная, центральная) 11 и буферная 18 задвижки. На отводах имеются «карманы» для термометров и штуцеры для манометров 15, а также для регулирования расхода 17. Ствол заканчивается буфером с манометром 19.

Фонтанные елки по конструкции делятся на крестовые и тройниковые. В состав ствола крестовой елки входит крестовина 13, к которой и крепятся отводы-выкиды. Каждый из них может быть рабочим. Тогда второй является резервным. В конструкцию ствола тройниковой елки (рис. 4.48) входят тройники 3, 13, к которым присоединяются выкидные линии - верхняя, которая является рабочей и нижняя, являющаяся резервной. Такое распределение «ролей» связано с тем, что тройниковая арматура, как правило, применяется в скважинах, в продукции которых содержится песок или ил. При абразивном разрушении верхнего тройника скважина может быть переведена на работу через нижний отвод. Для этого закрывается задвижка (или кран), расположенная между тройниками; верхний тройник и отвод в это время подвергаются ремонту. Ремонт крестовой арматуры значительно более затруднен. В то же время крестовая арматура компактнее, имеет меньшую высоту, ее проще обслуживать.

Фонтанная арматура рассчитана на рабочее давление 7,14,21, 35, 70 и 105 МПа, имеет диаметр проходного сечения ствола от 50 до 150 мм.

Манифольд - система труб и отводов с задвижками или кранами - служит для соединения фонтанной арматуры с трубопроводом, по которому продукция скважины поступает на групповую замерную установку (ГЗУ). Простейшая схема манифольда крестовой фонтанной арматуры показана на рис. 4.49. Она предусматривает наличие двух практически идентичных обвязок (рабочая и резервная), в каждой из которых есть регулируемый штуцер 1, вентили 2 для отбора Основные характеристики установок погружных винтовых электронасосов проб жидкости и газа, запорное устройство 3 для сброса продукции на факел или в земляной амбар и предохранительный клапан 6. Элементы схемы собираются в одно целое с помощью фланцевых соединений 7. Узлы, очерченные четырехугольниками (№№ 1,2,3), собираются на заводе.

Оборудование устья штанговой насосной скважинывключает (рис. 4.50) колонный фланец 1, планшайбу 2 с подвешенными к ней насосно-компрессорными трубами 3. В верхнюю муфту 4 труб ввинчивают тройник 5 для отвода нефти (в горизонтальной плоскости), а также для вывода наружу устьевого штока 7, связывающего через канатную подвеску насосные штанги с головкой балансира станка-качалки. Место выхода устьевого штока из тройника герметизировано с помощью сальника 6, набивку которого уплотняют крышкой 8 и пружиной. В планшайбе предусмотрены специальные отверстия для спуска в скважину скважинных приборов, выполнения ремонтных работ и технологических операций. Жидкость, подаваемая насосом, направляется через боковой отвод тройника 5 в выкидную линию и далее в замерную или газосепарационную установку.

Станок-качалка - это балансирный индивидуальный механический привод штангового скважинного насоса. Его основными узлами являются (рис. 4.51) рама 13, стойка 3 в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир 2 с поворотной головкой, траверса 15с шатунами 4, шарнирно подвешенная к балансиру, редуктор 6 с кривошипами 5 и противовесами 14. Для обеспечения возможности изменения числа качаний станки-качалки комплектуются набором сменных шкивов 7,10. Станки-качалки выпускаются в двух исполнениях: СК и СКД, различающихся рядом конструктивных деталей. В шифре их типоразмера указываются важнейшие характеристики привода насоса. Например, обозначение СКЗ-1,2-630 означает: СК - вариант исполнения; 3 - грузоподъемность в тоннах; 1,2- максимальная длина хода головки балансира в метрах; 630 - наибольший крутящий момент на валу редуктора в кг∙м.

5 СБОР И ПОДГОТОВКА НЕФТИ, ГАЗА К ТРАНСПОРТУ.

СИСТЕМЫ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ И

ГАЗА. ОСОБЕННОСТИ СООРУЖЕНИЯ НЕФТЕГАЗОПРОВОДОВ.

НЕФТЕ И ГАЗОХРАНИЛИЩА

5.1 Сбор и подготовка нефти и газа к транспорту

studfile.net

Оборудование устья скважины

Оборудование устья скважины, которое необходимо для работы на месторождении, включает:

- фонтанную арматуру;

- задвижки и штуцеры;

- системы аварийного отключения;

- противовыбросовое оборудование;

- оборудование для хранения жидкостей;

- сепараторы;

- нагреватели линий;

оборудование дегидрации;

- оборудование для очистки газа от сероводорода;

- оборудование компрессии.

Не все вышеперечисленное оборудование может присутствовать, однако, необходимо иметь представление о назначении и применении каждого компонента.

ФОНТАННАЯ АРМАТУРА

Одним из главных компонентов при бурении и добыче нефти и газа является фонтанная арматура. При правильном выборе и использовании этого оборудования оператор может иметь полный контроль над всеми выполняемыми операциями.

Фонтанная арматура фиксируется на обсадной колонне. Ее назначением является:

1. Удерживать обсадную колонну и колонну НКТ.

2. Изолировать или герметизировать затрубное пространство между этими колоннами.

3. Обеспечивать доступ во все колонны.

4. Контролировать при помощи задвижек процессы нагнетания и добычи жидкости и газа.

ВНЕШНИЕ КОМПОНЕНТЫ

Фонтанная арматура состоит из серии стальных конструкций, скрепленных между собой при помощи фланцев и уплотнительных колец.

КОЛОННАЯ ГОЛОВКА

Колонная головка приваривается к обсадной колонне на поверхности и обеспечивает:

- фланцевое соединение между обсадной колонной на поверхности и противовыбросовым оборудованием во время бурения;

- внутреннюю конфигурацию для установки клиновой подвески и изоляции, чтобы удерживать и изолировать техническую и эксплуатационную колонну;

- выходы для установки задвижек, контролирующих затрубное пространство.

ПРОМЕЖУТОЧНАЯ КОЛОННАЯ ГОЛОВКА

Промежуточная колонная головка представляет собой катушку с двумя фланцами, которая устанавливается и прикручивается болтами между колонной головкой и противовыбросовым оборудованием. Она используется, если требуется дополнительная обсадная колонна, и обеспечивает:

- внутреннюю конфигурацию для установки клиновой подвески, необходимой для крепления дополнительной обсадной колонны;

- выходы для установки задвижек, контролирующих давление в затрубье.

ТРУБНАЯГОЛОВКА

Трубная головка представляет из себя катушку с двумя фланцами, которая устанавливается на колонную головку. Она обеспечивает: 1

- внутреннюю конфигурацию для установки муфтовой подвески насосно-компрессорных труб;

- выходы для установки задвижек, контролирующих затрубное пространство между эксплуатационной колонной и НКТ.

ЕЛКА ФОНТАННОЙ АРМАТУРЫ

На елке, которая обычно крепится сверху трубной головки при помощи переводного фланца, располагаются все задвижки и соединения. Типичная компановка включает:

- переводной фланец;

- главную ствольную задвижку;

- фланцевый блок-крестовину; оголовок елки;

- боковую задвижку;

- штуцер.

Размер ствольных задвижек и внутренний диаметр ствола елки должны быть равными или больше, чем диаметр НКТ. Внутренний диаметр задвижек должен быть больше шаблонируемого диаметра НКТ для обеспечения свободного прохода любых инструментов из скважины.

Боковая задвижка может быть меньше по размеру, чем внутренний диаметр НКТ, если она при этом не ограничивает приток жидкости.

Требования к елке по давлению такие же, как и к устью скважины. Она должна быть рассчитана на давление не ниже, чем давление на забое.

Для обеспечения продолжительной работы задвижек на арматуре скважины, где имеется только одна ствольная задвижка, боковая задвижка и штуцер, необходимо выполнять следующие рабочие операции перед запуском скважины:

1. 'Открыть ствольную задвижку, тем самым создать давление в арматуре, что сведет к минимуму износ седла задвижки притоком. Ствольная задвижка должна быть полностью открыта при запуске скважины.

2. Боковую задвижку открыть после того, как будет открыта ствольная задвижка. В зависимости от расстояния между боковой задвижкой и штуцером, период притока газа через седло боковой задвижки может быть больше. Обычно это не создает проблем - боковую задвижку легко отремонтировать или заменить. Отремонтировать боковую задвижку можно, закрыв ствольную задвижку и стравив давление с обору­дования.

Если необходимо отремонтировать или заменить ствольную задвижку, обычно требуется помощь бригады сервисного станка, которая проводит операции по глушению скважины или установки пробки в НКТ. После этого можно безопасно отремонтировать или заменить ствольную задвижку. Это более дорогостоящая операция по сравнению с ремонтом боковой задвижки.

3. После открытия ствольной и боковой задвижек, приток из скважины можно контролировать при помощи штуцера.

Операцию по закрытию скважины проводят в обратном порядке:

1. Закрыть штуцер

2. Закрыть боковую задвижку

3. Закрыть ствольную задвижку

УПЛОТНИТЕЛЬНЫЕ КОЛЬЦА

Уплотнительные кольца обеспечивают герметичность между двумя кольцевыми фланцами. Они могут изготовляться из различных материалов: мягкого железа, стали с пониженным содержанием углерода, нержавеющей стали.

Поскольку такие кольца легко повредить, их необходимовнимательно осматривать перед применением. Уплотнительные кольца нельзя снова использовать, если они были помяты между фланцами, поскольку при этом не будет обеспечена герметичность.

При установке уплотнительных колец нельзя применять масло или смазку. Паз для кольца и само кольцо должны быть полностью очищенными и сухими.

Ровно стянуть фланцы между собой и проверить, что расстояние между двумя фланцами одинаковое и ровное по всей окружности.

Необходимо уделять особое внимание правильному выбору уплотнительного кольца при проведении различных операций. Неправильный выбор уплотнительного кольца приведет к возникновению проблем.

КЛИНОВАЯ ПОДВЕСКА

Клиновая подвеска состоит из конусообразных клиньев, на поверхности которых выточены зубья. Они называются клиновым захватом и закалены для прочности. Когда их , устанавливают вокруг обсадной колонны и опускают в колонную головку, зубья врезаются в обсадную колонну и не допускают дальнейшее движение обсадной колонны вниз.

Конструкция клинового захвата очень важна. Конусообразное сужение должно быть таким, чтобы зубья не врезались слишком глубоко в обсадную колонну и не прорезали ее. По этой же причине установка клиньев тоже должна проводиться внимательно и осторожно.

ПЕРВИЧНОЕ УПЛОТНЕНИЕ

Первичное уплотнение используется для уплотнения области между обсадной колонной и внутренней стенкой колонной головки. В некоторых случаях это уплотнение крепится к клиновой подвеске. Первичное уплотнение автоматически приводится в действие при установке клиновой подвески, когда вес обсадной колонны сжимает резиновый уплотнительный элемент.

Другим типом первичного уплотнения является уплотни-тельное кольцо, которое устанавливается после того, как установлена и обрезана обсадная колонна. При этом исполь­зуются резиновые кольца, которые обеспечивают герметич­ность и не пропускают давление как сверху, так и снизу.

ВТОРИЧНОЕ УПЛОТНЕНИЕ

Вторичное уплотнение устанавливается в нижней части ствола промежуточной колонной головки или трубной головки. Большинство вторичных уплотнений имеют сверху направляющую воронку, чтобы при спуске в скважину долота, пакера или любого другого инструмента, они не цеплялись в месте, где была обрезана обсадная колонна.

Когда вторичное уплотнение установлено и фланцы стянуты болтами между собой, область между первичным и вторичным уплотнениями должна быть опрессована, чтобы : проверить, правильно ли были установлены уплотнения.

МУФТОВЫЕ ПОДВЕСКИ

Муфтовые подвески предназначены для удержания колонны НКТ в скважине и изоляции НКТ от затрубного пространства. Хотя существуют самые разнообразные муфтовые подвески, наиболее распространены два типа:

ТИП А-1. Муфтовая подвеска типа А-1 или сердечникового типа имеет внутреннюю резьбу с обоих концов, совпадающую с резьбой применяемых НКТ. Она опускается в трубную головку на НКТ и фиксируется в арматуре при помощи стопорных болтов. Когда эти болты закреплены, колонна НКТ держится на подвеске и обеспечивает изоляцию от затрубного про­странства.

ТИП АЕ. Муфтовая подвеска типа АЕ или полая муфтовая подвеска сама не может удерживать колонну НКТ. Колонна НКТ фиксируется на переводном фланце трубной головки. Когда такую муфтовую подвеску опускают в трубную головку и закрепляют, сквозь нее можно поднимать или опускать НКТ при необходимости работы с инструментом на забое скважины.

EXERCISES

1. ANSWER THE QUESTIONS IN RUSSIAN

1. Для каких целей предназначена фонтанная арматура?

2. Перечислите основные внешние компоненты устьевого оборудования.

3. Что такое колонная головка и в чем ее назначение?

4. Для чего применяется промежуточная колонная головка?

5. Что такое трубная головка?

6. Из каких частей состоит елка фонтанной арматуры?

7. Какой порядок открытия и закрытия скважины?

8. Для чего предназначены уплотнительные кольца?

9. Перечислите основные внутренние компоненты устьевого оборудования.

10. Что такое клиновая подвеска и для чего она предназначена?

11. Что такое первичное уплотнение?

12. Что такое вторичное уплотнение?

13. Для чего предназначена муфтовая подвеска?

14. Какие два типа муфтовых подвесок Вы знаете и в чем их различие?

2. LEARN THE WORDS

1. Adaptor flange - переводный фланец

2. Annulus - затрубное пространство

3. Blind flange - глухой фланец

4. Blowout preventer - противовыбросовое устройство

5. Bottom hole pressure - забойное давление

6. Bottom hole tool - инструмент на забое скважины 7. Casing - обсадная колонна

8. Casing bowl (head, spool) — колонная головка 9. Casing hanger — клиновая подвеска

10. Casing vent — отдушина затрубного пространства 11. Choke — штуцер

12. Christmas tree — елка арматуры

13. Companion flange — резьбовой фланец

14. Completion - закан чивание скважины

15. Depressure = bleed off стравливать давление 16. Drift — шаблонировать

17. Drill bit — долото для бурения

18. Emergency shut down system — система аварийного отключения 19. Female thread — внутренняя резьба

20. Fitting — соединение

21. Flange — фланец

22. Flow — приток

23. Ноя tee = studded cross — крестовина елки 24. Grease — смазка

25. Guide — направляющая воронка

26. Injection — нагнетание

27. Integrity — герметичность

28. Intermediate casing — техническая колонна 29. Intermediate casing spool — промежуточная колонная головка 30. Kill а well — заглушить скважину

31. Lockdown screws = screw legs — болты для крепления муфтовой

подвески

32. Male thread — внешняя резьба

33. Mandrel — сердечник

34. Master valve — главная ствольная задвижка 35. Oilfield — месторождение

36. Outlet - отверстие выхода

37. Pack off = to seal — уплотнять

38. Packer — пакер

39. Plug - пробка

40. Pressure gauge — манометр

41. Pressure test — опрессовывать

42. Primary seal — первичное уплотнение

43. Production — добыча

44. Production casing — эксплуатационная колонна 45. Ring gasket — уплотнительное металлическое кольцо 46. Seat — седло задвижки

47. Secondary seal - вторичное уплотнение 48. Separator — сепаратор

49. Service rig — сервисный станок

50. Slips — клинья

51. Stud - шпилька резьбовая

52. Suspend - поддерживать, удерживать 53. Tree top adaptor — оголовок елки 54. Tubing — НКТ (насосно-компрессорные трубы) 55. Tubing hanger = dognut — муфтовая подвеска 56. Tubing spool (head)- трубная головка 57. Valve — задвижка, клапан, вентиль 58. Weld — сваривать (металл)

59. Wellbore — ствол скважины

60. Wellhead - устье скважины

61. Wing valve - боковая задвижка

3. TRANSLATE INTO RUSSIAN

1. Intermediate casing spool is used along with intermediate casing

hanger to suspend intermediate casing.

2. Tubing head adaptor flange is placed in between wellhead and

christmas tree.

3. After the christmas tree is installed it should be pressure tested in

order to check it for leaks.

4. One should never forget to bleed off pressure when having

equipment pressure tested.

5. Generally they install two master valves on christmas tree but

only the upper one is usually used thus keeping the other one for emergency.

6. Adjustable choke is а very important part of christmas tree as it

regulates oil and tubing pressure.

7. Dognut is attached to the wellhead by means оf screwlegs. 8. Pressure gauges are normally installed on both tubing and casing

valves to control pressure.

4. TRANSLATE INTO ENGLISH

1.Обычно скважина работает через регулируемый штуцер. 2.Крестовина дает возможность установить несколько резьбо- вых или глухих фланцев. 3.На поверхности фонтанная арматура крепится к обсадной колонне. 4.Клиновая подвеска предназначена для крепления обсадной колонны, а муфтовая подвеска - для удержания НКТ. 5.Елка фонтанной арматуры состоит из переводного фланца,

ствольной задвижки, блока-крестовины, оголовка елки, боковой задвижки и штуцера.

6.Для обеспечения герметичности фонтанной арматуры

используют первичное и вторичное уплотнения, а также уплотнительные кольца.

7.Муфтовая подвеска типа А-1 имеет внутреннюю резьбу с

обоих концов, совпадающую с резьбой применяемых НКТ.

8. Для того, чтобы отремонтировать боковую задвижку, нужно закрыть ствольную задвижку и стравить давление с оборудования.

9.Трубная головка представляет из себя катушку с двумя

фланцами, которая устанавливается на колонную головку.

5. FIND INCORRECT STATEMENTS AND CORRECT TНЕМ

1. The main purpose of christmas tree is to indicate where the well is

located especially when it is covered with snow.

2. Casing spool provides for internal configuration for casing hanger. -: 3. Ring gaskets are used to seal area between twо flanges.

4. Tree top adaptor is generally used for а choke installation which

shows tubing pressure.

5. Master valve internal diameter must be equal to or bigger than

internal diameter of tubing being used.

б. Pressure test is not really important if primary and secondary seals

are installed. Tubing hanger is used to suspend tubing string in the hole.

6. ANSWER ТНЕ QUESTIONS IN ENGLISH

1. What is wellhead equipment used for?

2. Name the main external components оf wellhead.

3. What is а casing bowland what is it used for?

4. What do they use an intermediate casing spool for? 5. What is a tubing spool?

6. What are the main parts of christmas tree?

7. What are the standard procedures to open and shut-in а well? 8. What is the purpose of ring gaskets?

9. Name the main internal components оf wellhead.

10. What is а casing hanger and what is it used for? 11. What is primary seal?

12. What is secondary seal?

13. What is the purpose of tubing hanger?

14. What two types of tubing hangers do you know and what is the

difference between them?

studfile.net

ОБОРУДОВАНИЕ ЗАБОЯ СКВАЖИН — Студопедия

Конструкцию призабойной части скважины выбирают в зависи­мости от ее местоположения на залежи, лито логических и физических свойств пласта, наличия в кровле и подошве пласта воды или газа

" ' • - - - о . о „ г^й Л

Ы.1

вают только верхнюю часть пласта. Если в подошве пласта нет воды, целесообразно вскрывать пласт в нефтяной части на всю его мощность. При этом скважину заканчивают несколько ниже про­дуктивного пласта (скв. 3) и устраивают колодец (зумпф), в кото­ром при эксплуатации скважины скапливается песок, поступающий из пласта.

Если скважина вскрыла газовую шапку (скв. 4), забой ее необхо­димо оборудовать так, чтобы нефть, притекающая в скважину, не увлекала газ из газовой шапки.

Наилучшие условия притока жидкости и газа в скважину дает вскрытие пласта на всю мощность без закрепления труба ми (рис. 33).

Рис. 33. Конструкция забоя совер­шенной скважины. 1— обсадные трубы; г — цемент.

При этом последнюю обсад­ную колонну цементируют выше кровли продуктивного пласта. Такая конструкция забоя скважины допустима, если про­дуктивный пласт сложен плотными породами и в продуктивной зоне нет газоносных и обводненных пропластков.

В большинстве случаев продуктивный пласт, так же как и весь ствол скважины, закрепляют трубами, а для пропуска нефти или газа в скважину трубы против вскрытой части пласта снабжают от­верстиями. Эта часть ствола скважины называется фильтровой зоной или просто фильтром.

Если продуктивный пласт состоит из несцементированных пород, частицы которых могут в процессе эксплуатации выноситься потоком жидкости в скважину, ниже основной эксплуатационной колонны иногда спускают хвостовик-фильтр (рис. 34, а).

Размеры щелей или отверстий в фильтре выбирают так, чтобы перед ними могли задерживаться крупные песчинки, которые в свою 408

очередь ограничивают перемещение более мелких частиц из пласта. Эксплуатационную колонну спускают, как и в предыдущем случае, до кровли продуктивного пласта и цементируют. Затем скважину углубляют на всю мощность продуктивного горизонта и спускают в нее хвостовик-фильтр. Хвостовик имеет в верхней части воронко­образный раструб, который сажается в специальное седло, находя­щееся у башмака обсадной колонны.

На рис. 34, б представлена конструкция скважины с фильтром, спущенным непосредственно на эксплуатационной колонне. Для це­ментирования затрубного пространства выше продуктивного пласта на наружной стороне труб на глубине, соответствующей кровле пласта, закреп­ляют железную воронку—манжету, плотно прилегающую к стенкам скважины. Над манжетой в трубах делают несколько от­верстий для прохождения цементного рас­твора из труб в затрубное пространство, а ниже устанавливают чугунный клапан, который после цементирования легко раз­буривается.

В большинстве случаев в НГДУ при­меняют конструкции забоя и фильтра, изображенные на рис. 35. При этом сква­жину бурят до проектной глубины.

Рис. 35. Конструкция забоя скважины с обсаженным стволом. 1 — продуктивный пласт; г — газоносный пласт; з — водонос­ный пласт; 4 — обсадная ко­лонна; 5 — перфорационные отверстия.

Когда обсадные трубы спущены и за­цементированы с подъемом цементного раствора до нужной высоты, для пере­крытия всех верхних нефтяных, газовых и водяных пластов против продуктивной части пласта при помощи пулевых или кумулятивных перфораторов прострели­вают отверстия. Эта операция называется перфорацией. Оборудование и тех­ника проведения перфорации описаны в курсе «Бурение скважин».

Конструкция низа скважины со сплошной цементной заливкой и перфорационными отверстиями в колонне в советской и зарубежной практике наиболее распространена. При такой конструкции быстро и надежно разобщаются все продуктивные, водоносные и газоносные горизонты. Однако она имеет и крупные недостатки. При цементиро­вании колонны цементируется и пласт, что связано с ухудшением фильтрационных свойств призабойной зоны. Даже при большом числе отверстий пласт будет сообщаться со скважиной на значительно меньшей площади, чем в скважинах с открытым забоем. Поэтому и приток нефти в скважину будет меньше. Очень же большое число отверстий может уменьшить прочность самой колонны.

Фильтры описанных типов укрепляют стенки скважины в зоне продуктивного пласта и предотвращают обвалы и засорение сква­жины породой. Однако, если нефтяной пласт сложен рыхлыми

песками, в скважину вместе с нефтью поступает значительное коли­чество песка, так как фильтр, имеющий болыпие отверстия, не будет препятствовать его поступлению в скважину.

Для предотвращения попадания в скважину песка можно уста­навливать щелевидные фильтры. Прорези в таких фильтрах имеют в поперечном сечении форму трапеции, обращенной узкой стороной наружу, чтобы отдельные песчинки, проникшие внутрь щели, не застревали в ней и не засоряли ее. Щели в зависимости от фрак­ционного состава песка делают шириной от 0,75 до 3 мм.

Опытным путем установлено, что устойчивый песчаный свод с наружной стороны щели образуется при ширине ее не больше двойного диаметра песчинок. Для неотсортированного естественного песка сводообразующими будут зерна такого диаметра, при котором сумма всех более крупных фракций составляет около 10% от всей массы песка. По этому размеру и подбирают параметры щелевидных фильтров.

Известно несколько конструкций щелевидных фильтров, но они не находят широкого применения из-за сложности изготовления и недолговечности работы.

Забои скважин можно оборудовать также металлокерамическими, песчано-пластмассовыми или гравийными фильтрами. Однако и эти конструкции фильтров не нашли практического применения.

ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИН

В зависимости от назначения скважины, ожидаемого пластового давления, способа эксплуатации и геологических условий устье скважины может быть оборудовано различными способами.

Наиболее простая конструкция устья скважины изображена на на рис. 36. Здесь эксплуатационная колонна 6 нижним торцом верх­ней муфты 2 опирается на хомуты 3, которые лежат на верхнем срезе кондуктора 5. Верхняя муфта или навинчивается на колонну, или приваривается к ней электросваркой. На муфту навинчивают ко­лонный патрубок 1 с фланцем.

Для герметизации кольцевого пространства между кондуктором и эксплуатационной колонной на колонну в несколько рядов на­вивают пеньковый канат 8, поверх которого заливают цементный раствор 7.

При наличии газоносных горизонтов в разрезе пород, прой­денных скважиной, а также при высоких пластовых давлениях при­меняют более надежную и сложную обвязку устья скважин. Верхние части колонн соединяют (обвязывают) между собой при помощи специальных колонных головок. При этом обеспечиваются неподвиж­ность верхних частей колонн относительно друг друга и герметич­ность межтрубного кольцевого пространства; кроме того, умень­шаются весовые нагрузки на нижнюю часть эксплуатационной ко­лонны, для чего ее натягивают и в натянутом виде закрепляют. В ка­честве опоры для эксплуатационной колонны также используют кондуктор, который цементируют до устья.

НО

В зависимости от характеристики вскрываемых пластов приме­няют различные колонные головки. Колонная головка, представ­ленная на рис. 37, предназначена для обвязки устья одноколонной скважины. Колонная головка состоит из фланца 4, навинченного на кондуктор 6, и пьедестала 1, который верхней частью навинчен на эксплуатационную колонну 7. При обвязке устья скважины

высоту Н регулируют по месту с таким расчетом, чтобы верх­ний фланец пьедестала был на 200—300 мм ниже пола эксплуа­тационной вышки, что облегчит наблюдение за арматурой и кон­трольно-измерительными при-

Рис. 36. Оборудование устья скважины Рис. 37. Схема обвязки устья сква-

0 установкой эксплуатационной колонны жины одноколонной конструкции.

на хомутах.

1 — колонный патрубок с фланцем; 2 — бопямтт чя ттповрттрршра/г гто-
муфта; з - хомут; 4 — стягишющие болты; О°рами» за проведением про
5 — кондуктор; в — эксплуатационная ко- филаКТИЧвСКИХ работ при ЭК-
лонна; 7 - цементный^такан,; , - пенько- _{спдуатацииСКВ}аЖИН, а ТЭ.КЖ6

выполнением работ при под­земном ремонте скважин.

В нижнем фланце пьедестала имеется отверстие, в которое ввин­чен 25-мм ниппель 2 с вентилем 3. На верхнем фланце пьедестала монтируют устьевую арматуру той или другой конструкции в за­висимости от способа эксплуатации данной скважины. Устройство устьевых арматур для различных способов эксплуатации рассма­тривается ниже.

Герметизация фланцевых соединений колонной головки дости­гается за счет уцлотнительных металлических колец 5 овального сечения, помещаемых в канавки на фланцах.

В последнее время скважины, вскрывающие пласты с высоким давлением, оборудуют колонной головкой с клиновой подвеской труб, которая способна выдержать высокие давления в межтрубном пространстве и отличается легкостью и простотой монтажа.

Головка колонная клиновая ГКК (рис. 38) состоит из корпуса 3, клиньев 5 для подвески эксплуатационной колонны, пакера 4 для

герметизации межтрубного пространства, фланца 7 для установки головки на устье и патрубка 6, служащего для вывода фланца ка­тушки 1 на необходимую высоту. Пробки 2 закрывают отверстия в колонной головке, которые при необходимости могут быть исполь­зованы для присоединения манометров. Колонные 'головки ГКК выпуска-

ются промышленностью на 60, 25 МПа пробного давления.

studopedia.ru

Оборудование забоя скважин — Студопедия

Цилиндрическая горная выработка малого поперечного сечения, но имеющая значительную длину называется скважиной. Начало скважины от поверхности земли называется устьем, а ее конец – забоем. Все полое пространство скважины, от устья изабоя, называется стволом скважины.

Весь фонд нефтяных, газовых и водных скважин, предназначенных для добычи нефти называется эксплуатационным фондом. Кроме эксплуатационных скважин имеют вспомогательные скважины: нагнетательные, контрольные и др. Совокупность данных, характеризующих диаметр пробуренной скважины на разных глубинах, количество, диаметр и длину обсадных колонн, спущенных в скважину, а также интервалы пространства за колоннами, заполненные цементным раствором, называется конструкцией скважины.

Конструкция скважины должна отвечать следующим требованиям:

1. Устойчивость стенок ствола и надежное разобщение нефтеносных, газоносных и водоносных пластов друг от друга.

2. Надежное сообщение ствола скважины с продуктивным пластом.

3. Герметизация устья и направление извлекаемой жидкости в систему сбора и подготовки или нагнетания жидкости и газа в пласт.

4. Спуск в скважину оборудования и средств для извлечения из продуктивного пласта нефти или газа.

5. Проведение различных ГТМ.

6. Проведение всевозможных скважинных исследований

7. Возможность избирательного воздействия на различные пропластки

Для обеспечения устойчивости стенок скважин и разобщения пластов друг от друга в скважину после завершения бурения спускают стальные трубы, называемые обсадными. Межтрубное пространство - образование между внешними стенками обсадных труб и стенкой скважины - заполняют цементным раствором под давлением. После затвердения раствора (48ч) образуется цементный камень, который разобщает пласты между собой.

В зависимости от свойств пород в разрезе и величины пластового давления в нефтегазоносных и водоносных пластах конструкция скважины может быть одно-, двухколонной и т. д. Последняя колонна называется эксплуатационной. В настоящее время в качестве эксплуатационных колонн для нефтяных месторождений применяют обсадные трубы диаметром 114, 127, 140, 146 и 168 мм с толщиной стенок 6-12 мм. Для высоконапорных газовых месторождений нередко применяют эксплуатационные колонны и большего диаметра - 219 мм и более.

Конструкцию забоев скважин определяют с учетом литологических и физических свойств продуктивных пластов и местоположения скважин на залежи.

На рисунке показано расположение скважин на антиклиналь­ной складке. Скважина 2 не должна вскрыть пласт до подошвы, так как ее забой будет находиться в обводненной части залежи. При бурении и освоении нагнета­тельной скважины № 1 пласт необходимо вскрывать на всю его толщину, чтобы достичь наибольшей приемистости. Если в по­дошве пласта нет воды, то следует вскрывать пласт в нефтяной части залежи па всю толщину. При этом скважину бурят не­сколько ниже (20-30 м) продуктивного пласта (скважина № 3). Эту часть пласта называют зумпф, который служит для сбора об­рушившейся породы, улетевших скребков, манометров и т.д. В тех случаях, когда скважина вскрыла газовую шапку (скважина 4), забой ее оборудуют так, чтобы притекающая нефть не увлекала газ из газовой шапки.

Открытый забой применяется в том случае, когда продуктивный пласт представлен крепкими однородными породами (известняки, песчаники). Для этого скважину бурят до кровли продуктивного пласта, спускают эксплуатационную колонну с последующим ее цементированием, а затем продуктивный пласт вскрывают долотом диаметром несколько меньшим внутреннего диаметра обсадной колонны.

Если продуктивный пласт представлен неоднородными породами с прослоями глин, песками, или неустойчивыми и слабосцементированными песчаниками, забой скважины выполняется закрытым.

Для этого скважину бурят до проектной глубины, обсаживают эксплуатационной колонной с последующим цементированием и избирательно перфорируют только против нефте или газонасыщенных участков пласта.

Если породы продуктивного пласта представлены слабосцементированными песчаниками и алевролитами, продуктивный пласт вскрывают при открытом забое с последующим спуском специального фильтра-хвостовика с воронкообразным раструбом в верхней части. Фильтр имеет щелевые отверстия (0,8-3 мм), обращенные узкой стороной к наружной стороне хвостовика.

Применяют также конструкции скважин с заранее перфорированным фильтром c манжетной заливкой. Для этого скважину бурят до проектной глубины, спускают эксплуатационную колонну с манжетой и заранее перфорированными трубами (фильтром). Затем через специальные отверстия в колонне выше манжеты затрубное пространство заливают цементным раствором. С целью предупреждения попадания цементного раствора перфорированную часть труб перед цементированием заполняют песком или отделяют чугунным обратным клапаном, который после формирования за колонной цементного камня разбуривают, а песок вымывают.

Главное – забой скважины должен обеспечивать высокий коэффициент гидродинамического совершенства скважины, что достигается при открытом забое или качественной перфорацией (20-25 отверстий на 1 м толщины продуктивного пласта) скважин.

рис. 1 Рис. 2 Рис. 3 Рис. 4

1 - обсадные трубы, 2 - цементный камень, 3 - газоносный пласт, 4 - продуктивный пласт, 5 - перфорационные отверстия, 6 - уплотнение, 7 - щелевой фильтр-хвостовик, 8 - заливочное отверстие, 9 - манжета, 10 - место установки обратного клапана, 11 - отверстия в фильтре

Конструкции забоев скважин:

Рис.1 - с открытым забоем; рис. 2 - обсажены обсадными трубами; рис. 3 - с щелевым фильтром; рис. 4 - с заранее перфорированным фильтром с манжетной заливкой;

studopedia.ru

---

Смотрите также

• 
  Скрепирование скважин это
• 
  Зимний водопровод из скважины на даче под ключ
• 
  Бурение на обсадной колонне
• 
  Очистка скважины перекисью водорода
• 
  Бурение скважин на воду в кызыле
• 
  Окоф артезианская скважина 2017
• 
  Как закрыть замочную скважину снаружи
• 
  Параметры режима бурения
• 
  Бурение с понтона
• 
  Глубинный манометр для скважин
• 
  В замочной скважине застрял ключ