Подземное оборудование скважин

Скважина — горная выработка круглого сечения, пробуренная с поверхности земли или с подземной выработки без доступа человека к забою под любым углом к горизонту, диаметр которой намного меньше её глубины. Бурение скважин проводят с помощью специального бурового оборудования.

Верхняя часть скважины называется устьем,дно - забоем,боковая поверхность - стенкой,а пространство, ограниченное стенкой - стволом скважины. Длина скважины- это расстояние от устья до забоя по оси ствола, а глубина- проекция длины на вертикальную ось. Длина и глубина численно равны только для вертикальных скважин. Однако они не совпадают у наклонных и искривленных скважин.

Элементы конструкции скважин приведены на рис. 1. Начальный участок I скважин называют направлением.Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород его необходимо укреплять. В связи с этим направление выполняют следующим образом. Сначала бурят шурф - колодец до глубины залегания устойчивых горных пород (4...8 м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором 2.

Рис. 1. Конструкция скважины:

1 - обсадные трубы; 2 - цементный камень; 3 - пласт;
4 - перфорация в обсадной трубе ицементном камне;
I - направление; II - кондуктор; III - промежуточная колонна;
IV - эксплуатационная колонна.

Нижерасположенные участки скважины - цилиндрические. Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50 до 400 м диаметром до 900 мм. Этот участок скважины закрепляют обсадной трубой 1 (состоящей из свинченных стальных труб), которую называют кондуктором II.

Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые породы, осложняющие процесс бурения.

После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых осложняющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют еще одну колонну III,называемую промежуточной.Если продуктивный пласт, для разработки которого предназначена скважина, залегает очень глубоко, то количество промежуточных колонн может быть больше одной.

Последний участок IV скважины закрепляют эксплуатационной колонной.Она предназначена для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт с целью поддержания давления в нем. Во избежание перетоков нефти и газа ввышележащие горизонты, а воды в продуктивные пласты пространство между стенкой эксплуатационной колонны и стенкой скважины заполняют цементным раствором.

Подземное оборудование скважины состоит из направления, кондуктора, технической колонны и хвостовика. А также в скважине находится насосно-компрессорная труба, на которой спускается насос УЭЦН.

Устьевое (земное) оборудование состоит из следующих частей:

Колонная головкапредназначена для соединения верхних концов обсадных колонн (кондуктора, технических и обсадных труб), герметизации межтрубных пространств и служит опорой для фонтанной арматуры.

Фонтанная арматура, которая состоит в свою очередь из трубной головки и фонтанной елки.

Трубная головкаслужит 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 позволяют закачивать в межтрубное пространство воду и глинистый раствор при глушении скважины, ингибиторы гидратообразования и коррозии, измерять затрубное давление (манометром), 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 и резервную (ближайшую к стволу). На стволе установлены коренная (главная, центральная) и буферная задвижки. На отводах имеются «карманы» для термометров и штуцеры для манометров, а также для регулирования расхода. Ствол заканчивается буфером с манометром.

Для обеспечения длительной и бесперебойной работы скважин в фонтанном режиме эксплуатации большое значение имеет регулирование пластовой энергии за счет изменения объема нефти, поступающего из скважины и называемого дебитом скважин. Для ограничения дебита скважин в боковом отводе фонтанной елки устанавливается сменный штуцер-вставка из износостойкого материала с калиброванным отверстием строго определенного диаметра.

Могут применяться быстро сменяемые и быстро регулируемые забойные штуцеры, которые устанавливаются в фонтанных трубах на любой глубине и удерживаются пакерами. Спуск и подъем забойных штуцеров осуществляется на стальном канате при помощи лебедки.

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). Он предусматривает наличие двух практически идентичных обвязок (рабочая и резервная), в каждой из которых есть регулируемый штуцер, вентили для отбора проб жидкости и газа, запорное устройство для сброса продукции на факел или в земляной амбар и предохранительный клапан.

Читайте также:

Рекомендуемые страницы:

Поиск по сайту

poisk-ru.ru

2.2. Подземное оборудование фонтанных скважин

К подземному оборудованию относятся насосно-компрессорные трубы. Для предупреждения открытых фонтанов применяются комплексы типа КУСА и КУСА‑Э при эксплуатаций фонтанных скважин. Они могут обслуживать от одной до восьми скважины в случае разгерметизации устья, при отклонении от заданных параметров (давления, дебита) работы скважин и при возникновении пожара.

Основные элементы комплексов - пакер, скважинный клапан - отсекатель, устанавливаемый внутрь НКТ на глубине до 200 м и наземная станция управления. Управление клапаном - отсекателем может быть пневматическим (тип КУСА) или электрогидравлическим (типа КУСА-Э).

Запорным органом служит хлопушка или шар.

Клапан-отсекатель (также и задвижка арматуры) может быть закрыт со станции управления принудительным путем или дистанционно с пульта диспетчера, связанного со станцией управления посредством промысловой телемеханики.

Имеются еще автоматические клапаны-отсекатели, срабатывающие при увеличении дебита скважины выше заданного. Они устанавливаются на НКТ. Автоматизация фонтанной скважины предусматривает и автоматическое перекрытие выкидной линии разгруженным отсекателем манифольдным типа РОМ-1. Отсекатель срабатывает автоматически при повышении давления в трубопроводе на 0,45 МПа (образование парафиновой пробки) и при понижении давления до 0,15 МПа (порыв трубопровода).

3. Штанговые насосные установки (шсну)

Прекращение или отсутствие фонтанирования обусловило использование других способов подъема нефти на поверхность, например, посредством штанговых скважинных насосов. Этими насосами в настоящее время оборудовано большинство скважин. Дебит скважин - от десятков кг в сутки до нескольких тонн. Насосы опускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м иногда до 3200‑3400 м).

ШСНУ включает:

а) наземное оборудование - станок-качалка (СК), оборудование устья, блок управления;

б) подземное оборудование - насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

Рис. 12. Схема штанговой насосной установки

Штанговая глубинная насосная установка (рис. 12) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4, насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8 устьевой арматуры, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.

3.1. Станки-качалки

Станок-качалка (рис. 13), является индивидуальным приводом скважинного насоса.

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; 16 – тормоз; 17 ‑ канатная подвеска

Основные узлы станка-качалки - рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирно-подвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т. е. регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной салазке.

Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 17 (рис. 13). Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования.

Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока-7 на рис. 12) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным.

Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т. д.), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии.

Долгое время нашей промышленностью выпускались станки-качалки типоразмеров СК. В настоящее время по ОСТ 26-16-08-87 выпускаются шесть типоразмеров станков-качалок типа СКД табл. 4.

Таблица 4

В шифре, например, СКД8-3,0-4000, указано Д - дезаксиальный; 8 ‑ наибольшая допускаемая нагрузка Р_max на головку балансира в точке подвеса штанг, умноженная на 10 кН; 3,0 - наибольшая длина хода устьевого штока, м; 4000 - наибольший допускаемый крутящий момент М_{кр, max} на ведомом валу редуктора, умноженный на 10^-2 кН*м.

АО «Мотовилихинские заводы» выпускает привод штангового насоса гидрофицированный ЛП-114.00.000, разработанный совместно со специалистами ПО «Сургутнефтегаз».

Моноблочная конструкция небольшой массы делает возможным его быструю доставку (даже вертолетом) и установку без фундамента (непосредственно на верхнем фланце трубной головки) в самых труднодоступных регионах, позволяет осуществить быстрый демонтаж и проведение ремонта скважинного оборудования.

Фактически бесступенчатое регулирование длины хода и числа двойных ходов в широком интервале позволяет выбрать наиболее удобный режим работы и существенно увеличивает срок службы подземного оборудования.

Техническая характеристика

Нагрузка на шток. кН (тс) 60 (6)

Длина хода, м 1,22,5

Число двойных ходов в минуту 17

Мощность, кВт 18,5

Масса привода, кг 1800

Станки-качалки для временной добычи могут быть передвижными на пневматическом (или гусеничном) ходу. Пример - передвижной станок-качалка «РОУДРАНЕР» фирмы «ЛАФКИН».

studfile.net

2.2. Подземное оборудование фонтанных скважин

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

осуществляется с помощью устанавливаемых в гильзу насадок разного диаметра. Устьевое (до штуцера) и затрубное давления измеряют с помощью манометров. На фланцах боковых отводов трубной головки и фонтанной елки предусматриваются отверстия для подачи ингибиторов коррозии и гидратообразования в затрубное пространство и ствол елки, а также под карман для термометра.

Манифольд предназначен для обвязки фонтанной арматуры с выкидной линией (шлейфом), подающей продукцию на групповую замерную установку. Манифольд монтируют в зависимости от местных условий и технологии эксплуатации. В общем случае они обеспечивают обвязку двух струн со шлейфом струн с затрубным пространством, струн и затрубного пространства с факелом или амбаром и т.д.

Комплекс устьевого фонтанного оборудования представлен на рис. 11.

Рис. 11. Комплекс устьевого фонтанного оборудования:

1 – оборудование обвязки обсадных колонн; 2 – фонтанная арматура; 3 – манифольд; 4 - станция управления арматурой

Кподземному оборудованию относятся насосно-компрессорные трубы. Для предупреждения открытых фонтанов применяются комплексы типа КУСА и КУСА-Э при эксплуатаций фонтанных скважин. Они могут обслуживать от одной до восьми скважины

вслучае разгерметизации устья, при отклонении от заданных параметров (давления, дебита) работы скважин и при возникновении пожара.

Основные элементы комплексов - пакер, скважинный клапан - отсекатель, устанавливаемый внутрь НКТ на глубине до 200 м и наземная станция управления.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Управление клапаном - отсекателем может быть пневматическим (тип КУСА) или электрогидравлическим (типа КУСА-Э).

Запорным органом служит хлопушка или шар.

Клапан-отсекатель (также и задвижка арматуры) может быть закрыт со станции управления принудительным путем или дистанционно с пульта диспетчера, связанного со станцией управления посредством промысловой телемеханики.

Имеются еще автоматические клапаны-отсекатели, срабатывающие при увеличении дебита скважины выше заданного. Они устанавливаются на НКТ. Автоматизация фонтанной скважины предусматривает и автоматическое перекрытие выкидной линии разгруженным отсекателем манифольдным типа РОМ-1. Отсекатель срабатывает автоматически при повышении давления в трубопроводе на 0,45 МПа (образование парафиновой пробки) и при понижении давления до 0,15 МПа (порыв трубопровода).

3. ШТАНГОВЫЕ НАСОСНЫЕ УСТАНОВКИ (ШСНУ)

Прекращение или отсутствие фонтанирования обусловило использование других способов подъема нефти на поверхность, например, посредством штанговых скважинных насосов. Этими насосами в настоящее время оборудовано большинство скважин. Дебит скважин - от десятков кг в сутки до нескольких тонн. Насосы опускают на глубину от нескольких десятков метров до 3000 м иногда до 3200-3400 м).

ШСНУ включает:

а) наземное оборудование - станок-качалка (СК), оборудование устья, блок управления;

б) подземное оборудование - насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 12. Схема штанговой насосной установки

Штанговая глубинная насосная установка (рис. 12) состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4, насосно-компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8 устьевой арматуры, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.

3.1. Станки-качалки

Станок-качалка (рис. 13), является индивидуальным приводом скважинного насоса.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис. 13. Станок-качалка типа СКД:

тормоз; 17 - канатная подвеска

Основные узлы станка-качалки - рама, стойка в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир с поворотной головкой, траверса с шатунами, шарнирноподвешенная к балансиру, редуктор с кривошипами и противовесами. СК комплектуется набором сменных шкивов для изменения числа качаний, т. е. регулирование дискретное. Для быстрой смены и натяжения ремней электродвигатель устанавливается на поворотной салазке.

Монтируется станок-качалка на раме, устанавливаемой на железобетонное основание (фундамент). Фиксация балансира в необходимом (крайнем верхнем) положении головки осуществляется с помощью тормозного барабана (шкива). Головка балансира откидная или поворотная для беспрепятственного прохода спускоподъемного и глубинного оборудования при подземном ремонте скважины. Поскольку головка балансира совершает движение по дуге, то для сочленения ее с устьевым штоком и штангами имеется гибкая канатная подвеска 17 (рис. 13). Она позволяет регулировать посадку плунжера в цилиндр насоса для предупреждения ударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра, а также устанавливать динамограф для исследования работы оборудования.

Амплитуду движения головки балансира (длина хода устьевого штока-7 на рис. 12) регулируют путем изменения места сочленения кривошипа шатуном относительно оси вращения (перестановка пальца кривошипа в другое отверстие). За один двойной ход балансира нагрузка на СК неравномерная. Для уравновешивания работы станка-качалки помещают грузы (противовесы) на балансир, кривошип или на балансир и кривошип. Тогда уравновешивание называют соответственно балансирным, кривошипным (роторным) или комбинированным.

Блок управления обеспечивает управление электродвигателем СК в аварийных ситуациях (обрыв штанг, поломки редуктора, насоса, порыв трубопровода и т. д.), а также самозапуск СК после перерыва в подаче электроэнергии.

studfile.net

11.3. Подземное оборудование газлифтной скважины

Насосно-компрессорные трубы, пакера, газлифтные клапана, отсекатели, применяемые при газлифтной эксплуатации, ни по конструкции, ни по типоразмерам не отличаются от применяемых в фонтанных скважинах.

Разъединитель колонны предназначен для оборудования надежного клапана между насосно-компрессорными трубами и подпакерной зоной скважины после установки пакера..

Для этой цели разъединитель выполнен из двух частей – неподвижного штока 3 (рис.II.2), связанного с пакером через муфту «М», подвижного цилиндраI, связанного с НКТ через муфту.

Герметизация частей производится уплотнением 4, а их взаиморасположение –цангой 6.

Отсоединение колонны НКТ производится так. Канал «К» закрывается спускаемой на канате пробкой, устанавливаемой в сужение «Б» и фиксируемой в выемке «а» . Затем толкателем захватывают подвижный цилиндр 3 в цанге 2 и приподнимает его до упора бурта «б» в центратор 5. Дальнейшее перемещение штока 3 вызывает отжим центратора 5 и расцепляет его с цангой 6, что обеспечивает подъем НКТ с цилиндром 1.

Отсоединение толкателя произведет при совпадении местоположения цанги 2 с проточкой «П» в цилиндре 1 и увеличении поперечного сечения устройства.

Скважинная камера– устройство, устанавливаемое в различных интервалах скважины на колонне НКТ для монтажа в ней различного оборудования: пробок, газлифтных ,циркуляционных, ингибиторных клапанов.

Камера представляет собой отклоненную от оси рубашку 2 (рис.II.3), сваренную с двумя наконечниками 1 и и резьбой для присоединения с НКТ. Рубашка выполнена из овальных труб и снабжена караманом 3 с расточками для фиксации устанавливаемых приборов и отверстиями «а» – для поступления газа из затрубного пространства. Такая конструкция скважинной камеры не мешает проведению работ в колонне НКТ - исследование ,промывку и т.д.

Газлифтный клапан– автоматически работающее устройство, обеспечивающее подачу газа в колонну НКТ. Конструкция клапана определяется принципом его срабатывания.

На рис.11.4 показана схема газлифтного клапана сильфонного типа.

Клапан устанавливается в скважинную камеру и герметизируется манжетами 10. Газожидкостная смесь из колонны НКТ поступает через канал «Г» в полости «в» и «а» клапана и сжимает сильфон. Последний приподнимает шток9, открывая доступ газа из затрубного пространства через отверстия в скважинной камере и канал «б» в подъемные трубы. При этом газ отжимает обратный клапан 12, предотвращающий переток из НКТ в затрубное пространство.

Ингибиторный клапанпредназначен для подачи ингибитора из затрубного пространства в подъемные трубы. Он устанавливается в скважинную камеру, герметизируется в ней уплотнениями 2 и 8 (рис.11.5) и фиксируется цангой 11 и корпусом 10.

Ингибитор поступает через отверстия в скважинной камере, канал 3 и клапанный узел, состоящий из седла 4, шарика 5, штока 6 и пружины 7. Усилие прижатия шарика 5 у седла регулируется пружиной 7 и штоком 9, через полый канал которого ингибитор поступает к наконечнику 14, а затем в НКТ.

Переток жидкоси из НКТ предотвращает обратный клапан 15, срабатывающий при превышении давления в НКТ над затрубным.

Циркуляционный клапанобеспечивает циркуляцию жидкости из затрубного пространства скважины в трубы; клапан устанавливается в скважинную камеру, герметизируется в ей уплотнениями 4 и фиксируется цангой 5(рис.11.6.)

Жидкость из затрубного пространства через отверстия в скважинной камере, канал «а» в клапане перетекает к обратному клапану 3 и , отжимая его, поступает в НКТ. Обратный клапан 3 предотвращает переток жидкости из полости НКТ в затрубное пространство. Телескопическое соединение обеспечивает перемещение колонны НКТ при изменении температуры без нарушения ее целостности.

Это достигается двумя взаимно-перемещающимися частями (рис.11.7.) – штоком 3 и цилиндром1, соединенными с НКТ. Герметичность частей обеспечивается уплотнением 2, возможность вращения колонны – продольными фазами в штоке 3 и гайке 5, в которую вставляется шпонка 4.

studfile.net

16.3. Подземное оборудование ствола газовых скважин при добыче природного газа различного состава

ЗКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Во время нормальной работы скважины газ или жидкость из пласта, проходя через центральный клапан устройства, поднимается на поверхность по колонне НКТ. При прохождении газа через штуцер 11 создается перепад давления, усилие от которого перемещает штуцер 11 с подвижным патрубком 4 в крайнее верхнее положение, но усилие пружины 5 фиксируемого устройства препятствует этому, в результате заслонка 14 остается открытой. Увеличение расхода газа через штуцер приводит к возрастанию перепада давления на нем. Когда усилие, вызванное перепадом давления, превысит усилие пружины 5, подвижный патрубок 4, отжимая пружину, начинает перемещаться вверх. После перемещения подвижного патрубка на 3 - 5 мм цанга 7 отходит от выступа в корпуса 6 и, выходя из взаимодействия с проточкой, освобождает подвижный патрубок 4 от действия пружины 5. Подвижный патрубок мгновенно перемещается до упора а переводника /. В этот момент под действием пружины 12 заслонка 14 перекрывает центральный канал устройства.

Клапан-отсекатель открывается следующим образом. В колонну НКТ на скребковой проволоке спускают уравнительную штангу, которая открывает уравнительный клапан. При этом нижний конец ее упирается в подвижный патрубок 4. После выравнивания давлений над и под заслонкой 14 подвижный патрубок 4 со сменным штуцером 11 под действием веса уравнительной штанги перемещается в крайнее нижнее положение. В результате заслонка устанавливается в положение «открыто». Лепестки цанги 7, взаимодействуя с кольцевым выступом корпуса 6 и проточкой б подвижного патрубка 4, фиксируют последний в рабочем положении.

Клапан-отсекатель ОЗП-73 имеет следующие преимущества: 1) седло и заслонка клапана находятся вне действия потока газа, не подвергаются абразивному износу; 2) отсутствует мертвая зона, влияющая на надежность работы отсекателя в скважинах, имеющих в потоке газа твердые взвеси; 3) небольшая длина отсекателя, благодаря тому что пружина фиксирующего устройства при наличии цанги имеет жесткую характеристику: 4) четкость срабатывания на закрытие, так как пружина сжимается только на 3 - 5 мм и перестает действовать на подвижную трубу, тогда как в других конструкциях усилие пружины постоянно воздействует на подвижный элемент устройства.

Саратовский филиал СКВ ВНПО «Союзгазавтоматика» разработал конструкцию клапана-отсекателя К-168-140, входящего в комплект скважинного оборудования с диаметром эксплуатационной колонны 219 мм на давление 14 МЛа (КО-219/168-140).

Пластовые газы многих газоконденсатных месторождений России имеют в своем составе коррозионные компоненты: сероводород, углекислый газ, кислоты жирного ряда (муравьиную, пропионовую, щавелевую, масляную). Так, например, пластовый газ Астраханского месторождения имеет следующий объемный состав, %: сероводород 26,5, углекислый газ 11; месторождения Урта-Булак - 5,35 и 3,15; Оренбургского - 1,3 - 5 и 0,5 - 1,75 соответственно.

Коррозионные компоненты при наличии пластовой минерализованной или конденсационной воды, высоких давлений и темпера тур 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.

studfile.net

Подземное оборудование для эксплуатации скважин

Изобретение относится к подземному скважинному оборудованию для добычи нефти и газа. Подземное оборудование содержит размещаемую в эксплуатационной колонне /ЭК/ 4 цилиндрическую втулку /В/ 1, жестко связанную нижним концом с гильзой 2. К нижней части гильзы 2 присоединена обойма 5 и днище 7 с центральным осевым каналом 8, перекрываемым шаровым запорным органом 9. Обойма 5 и днище 7 связаны срезными элементами 6. Сверху на В 1 размещен кожух К 17, имеющий осевые промывочные каналы 18 и центральной осевой канал для размещения насосно-компрессорной трубы 12. В K 17 выполнена внутренняя канавка, а во B I - наружная для размещения в них фиксирующего элемента 19 в виде разрезного пружинистого кольца. Внутри K 17 и B I размещен поршень 14, который имеет возможность возвратно-поступательного перемещения внутри них. Над муфтой 13 установлен K В 17, а под ней - поршень 14, в котором выполнены дополнительные осевые каналы для установки в них ингибиторного 16 и циркуляционного 15 клапанов. Высота внутренней части K 17 превышает расстояние от нижнего торца поршня 14 до верхнего торца муфты 14. Диаметр центрального осевого канала K 17 меньше наружного диаметра муфты 13, но превышает наружный диаметр трубы 12. Гильза 2 выполнена из пластичного материала и покрыта слоем уплотнительного материала 3. На колонне труб B I с гильзой 2, обоймой 5 и днищем 7 опускают в ЭК 4 на расчетную глубину. В гильзе 2 создают избыточное гидравлическое давление. Гильза 2 деформируется в радиальном направлении и плотно прижимается к стенкам ЭК 4. Затем срезные элементы 6 разрушаются и днище 7 с запорным органом 9 опускаются на забой. Колонну труб отсоединяют от BI и поднимают на устье, где к ним присоединяют поршень 14, на который надвинут K 17. Последний с поршнем внутри спускают в ЭК 4. K 17 Садится на B I и фиксируется на ней с помощью элемента 19. Поршень 14 заводят во BI. После этого производят обвязку устья и переходят к необходимым последующим операциям: промывке, геофизическим исследованиям, перфорационно-прострелочным работам, освоению, вводу в эксплуатацию и т.д. 6 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к горной промышленности, а именно к подземному скважинному оборудованию для добычи нефти и газа.