8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Устьевое оборудование газовых скважин


Лекция № 2. Назначение, конструкция и характеристика основных узлов оборудования устья газовых скважин

Лекция № 1. Назначение, область применения, устройство, принцип действия и технические характеристики установки для ОРЭ двух объектов с раздельным подъемом жидкости.

Многие газовые и газоконденсатные месторождения многопластовые. Разработка и эксплуатация таких месторождений возможна двумя методами. При первом методе каждый газовый пласт эксплуатируется самостоятельными сетками скважин, при втором - одновременно, но раздельно два или три пласта одной скважиной. Метод одновременной раздельной эксплуатации (ОРЭ) двух и более пластов одной скважиной имеет следующие технико-экокомические преимущества: уменьшается общее число добывающих скважин для разработки двух пластов; сокращается общая протяженность промысловых газосборных трубопроводов; ускоряется ввод в эксплуатацию новых газоконденсатных залежей; уменьшаются капитальные вложения в строительство скважин и поверхностное оборудование, сокращается численность обслуживающего персонала.

Выбор объектов для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной зависит от состава пластовых газов, разности давлений и температур газа в пластах, расстояния по вертикали между пластами, режима эксплуатации пластов.

Объединение возможно, если составы пластовых газов однотипны, разность давлений и температур невелика, расстояние между пластами не меньше 10 м, одинаковы режимы эксплуатации залежей.

Метод одновременной раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной затрудняет исследование пластов в этих скважинах, воздействие на призабойную зону с целью увеличения дебитов пластов, ремонтные работы в скважине, требует увеличения числа наблюдательных скважин и скважин для регулирования систем разработки пластов.

Для разобщения пластов в скважине при их одновременной раздельной эксплуатации применяют пакеры, разобщающие межтрубное кольцевое пространство между обсадной колонной и колонной НКТ. Пакер устанавливают ниже верхнего газоносного пласта и закрепляют внизу колонны НКТ. Газ из верхнего пласта отбирают по межтрубному пространству, из нижнего - по колонне НКТ.

Для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной на глубине 2000 - 3000 м и более в СевКавНИПИ-нефти разработана установка ГУЭ2ГП, обеспечивающая надежное разобщение газовых пластов при больших перепадах давлений и температур, независимое регулирование работы каждого пласта. Установка допускает эксплуатацию верхнего пласта по затруб-ному пространству, нижнего - по НКТ, а при необходимости эксплуатацию обоих пластов по НКТ.

Скважинная установка для эксплуатации двух газовых пластов (ГУЭ2ГП) одной скважиной показана на рис. 1. Она состоит из гидравлического переключающего устройства (ГПУВ) Г и шлип-сового пакера П. Переключающее устройство предназначено для разобщения трубного и затрубного надпакерного пространств. Управляется устройство гидравлически при помощи шаров, спускаемых в скважину на проволоке через НКТ.

Устройство состоит из корпуса 5, в верхний конец которого ввернут сальник 8, а в нижний - переводник 1. Внутри размещен цилиндр 3, который прижат к упорному диску, опирающемуся на торец сальника.

В корпусе сальника размещен подвижный поршень 4, который на нижнем конце имеет головку, образованную уплотняющими и упорными кольцами,

 

Рис. 1. Скважинная установка для эксплуатации двух газовых пластов одной скважиной ГУЭ2ГП:

а - схема размещения ГУЭ2ГП в скважине; б - переключающее устройство установки; 1- переводник; 2, 9 - нижнее и верхнее седло соответственно; 3 - цилиндр; 4 - поршень; 5 - корпус; 6 - отверстия; 7 - кожух; 8 - сальник; 9 – седло

сжатыми гайками. Длина хода поршня в цилиндре равна 45 мм. Надпорш-невое пространство на наружной поверхности цилиндра пазами соединено с трубным пространством ниже седла 2. В корпусе сальника и в верхней части поршня просверлено по шесть отверстий 6 диаметром и = 10 мм. Отверстия по горизонтали совпадают с отверстиями в распорном кольце при крайнем верхнем положении поршня и перекрываются глухим кольцом при нижнем его положении.

На корпусе сальника помещен кожух 7, предохраняющий обсадную колонну от прямого воздействия струи при прокачке через НКТ в затрубное пространство. Для сообщения трубного и за-

трубного надпакерного пространства, т. е. для перевода поршня из нижнего положения в верхнее, через лубрикатор фонтанной арматуры в трубы спускают груз с навинченным на нижнем конце специальным шаром диаметром 38 мм.

После того как шар садится на нижнее седло, над ним создается гидравлическое давление, на 6 - 7 МПа выше существовавшего. Это давление, действуя снизу на головку поршня, заставляет его перемещаться в верхнее положение - устройство открыто. Для его закрытия в НКТ спускают груз с шаром диаметром 45 мм до посадки последнего на верхнее седло 9. При создании над шаром давления поршень перемещается в нижнее крайнее положение - устройство закрыто. Благодаря применению в качестве уплотняющих деталей пластмассовых элементов, пакер обладает высокой химической и температурной стойкостью. Установка ГУЭ2ГП прошла промышленные испытания в скважинах Полтавского ГПУ.

Метод ОРЭ двух пластов одной скважиной начал применяться в СССР с 1949 г. на Елшано-Курдюмском газовом месторождении и получил распространение на месторождениях Украины, Туркмении, Узбекистана. По схеме ОРЭ было обустроено свыше 140 скважин на месторождениях Укргазпрома, Туркменгазпрома, Узбекгазпрома.

Лекция № 2. Назначение, конструкция и характеристика основных узлов оборудования устья газовых скважин.

Оборудование устья газовой скважины предназначено для соединения верхних концов обсадных колонн и фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства и соединений между деталями оборудования, осуществления мероприятий по контролю и регулированию технологического режима эксплуатации скважин. Оно состоит из трех частей 1) колонной головки, 2) трубной головки и 3) фонтанной елки.

Колонная головка соединяет верхние концы кондуктора и эксплуатационной колонны, герметизирует межтрубное пространство, служит опорой трубной головки с фонтанной елкой.

На рис. 2 изображена колонная головка на шлипсах В нижней части расположен широкоопорный пьедестал 1, навернутый до отказа на наружную резьбу обсадной колонны и закрепленный на бетонном фундаменте анкерными болтами Сверху к пьедесталу прикреплен при помощи фланцевого соединения опорный пьедестал 2, служащий для подвески эксплуатационной колонны. На конусных внутренних ребрах опорного пьедестала установлены шлипсы 3, на которых подвешена и закреплена эксплуатационная колонна Для герметизации межтрубного пространства в опорном пьедестале над шлипсами установлен сальник, состоящий из газонефтестойкого специального уплотнения 6, зажатого между двумя кольцами 4 и 7 нажимной гайкой 8. Подвеска эксплуатационной колонны на шлипсах заменяет сложный способ подвески на резьбе.

Трубная головка служит для подвески фонтанных труб и герметизации межтрубного пространства

Рис. 2. Схема колонной головки газовой скважины со шлипсовым креплением обсадных колонн

1 - широкоопорный пьедестал; 2 - опорный пьедестал для подвески эксплуатационной колонны; 3 - шлипсы; 4 и 7 - нижнее и верхнее кольца; 5 - отводной патрубок; 6 - уплотнение; 8 - нажимная гайка

 

Рис. 3. Оборудование устья скважины.

а - тройниковая арматура: 1, 11 - фланцы, 2, 9 - буферы, 3 - вентиль, 4 - манометр; 5 - задвижка; 6 - крестовина; 7, 10 - катушки; 8 - тройник; 12 - штуцер; б - крестовиковая арматура: 1 - фланец, 2 - уплотнитель, 3, 8, 11 - буферы, 4 - вентиль; 5 - манометр; 6 - задвижка; 7, 9 - крестовины; 10 - тройник; 12 - штуцер; 13 - катушка; 14 – фланец между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами. На трубную головку непосредственно устанавливают фонтанную елку крестовикового или тройникового типа.

Фонтанная елка монтируется выше верхнего фланца трубной головки. Она предназначена для:

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. 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 крестовикового 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. 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.

 

studopedia.net

Оборудование устья газовой скважины

Оборудование устья газовой скважины предназначено для соединения верхних концов обсадных колонн и фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства и соединений между деталями оборудования, осуществления мероприятий по контролю и регулированию технологического режима эксплуатации скважин. Оно состоит из трех частей 1) колонной головки, 2) трубной головки и 3) фонтанной елки.

Колонная головка соединяет верхние концы кондуктора и эксплуатационной колонны, герметизирует межтрубное пространство, служит опорой трубной головки с фонтанной елкой.

На рис.16.2 изображена колонная головка на шлипсах В нижней части расположен широкоопорный пьедестал 1, навернутый до отказа на наружную резьбу обсадной колонны и закрепленный на бетонном фундаменте анкерными болтами Сверху к пьедесталу прикреплен при помощи фланцевого соединения опорный пьедестал 2, служащий для подвески эксплуатационной колонны. На конусных внутренних ребрах опорного пьедестала установлены шлипсы 3, на которых подвешена и закреплена эксплуатационная колонна Для герметизации межтрубного пространства в опорном пьедестале над шлипсами установлен сальник, состоящий из газонефтестойкого специального уплотнения 6, зажатого между двумя кольцами 4 и 7 нажимной гайкой 8. Подвеска эксплуатационной колонны на шлипсах заменяет сложный способ подвески на резьбе.

Трубная головка служит для подвески фонтанных труб и герметизации межтрубного пространства

Рис. 16.2. Схема колонной головки газовой скважины со шлипсовым креплением обсадных колонн

1 - широкоопорный пьедестал; 2 - опорный пьедестал для подвески эксплуатационной колонны;

3 - шлипсы; 4 и 7 - нижнее и верхнее кольца; 5 - отводной патрубок; 6 - уплотнение; 8 - нажимная гайка

Рис. 16.3. Оборудование устья скважины.

а - тройниковая арматура: 1, 11 - фланцы, 2, 9 - буферы, 3 - вентиль, 4 - манометр; 5 - задвижка; 6 - крестовина; 7, 10 - катушки; 8 - тройник; 12 - штуцер;

б - крестовиковая арматура: 1 - фланец, 2 - уплотнитель, 3, 8, 11 - буферы, 4 - вентиль; 5 - манометр; 6 - задвижка; 7, 9 - крестовины; 10 - тройник; 12 - штуцер; 13 - катушка; 14 - фланец

 

между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами. На трубную головку непосредственно устанавливают фонтанную елку крестовикового или тройникового типа.

Фонтанная елка монтируется выше верхнего фланца трубной головки. Она предназначена для:

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.



Дата добавления: 2017-01-08; просмотров: 2393;


Похожие статьи:

poznayka.org

КОНСТРУКЦИИ И ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН — Студопедия

В освоении, конструкции, оборудовании и регулировании ра­боты газовых скважин очень много общего с фонтанными нефтя­ными скважинами, поэтому рассмотрим только отличительные черты газовых скважин. Газовые скважины осваивают теми же способами, что и фонтанные нефтяные, т. е. с промывкой или продавливанием: сжатым газом или воздухом.

Конструкция газовой скважины зависит от конкретных условий — глубины и характеристики скважины, характера вскрываемых пород, наличия или отсутствия водоносных горизонтов, свойств добывае­мого газа. В большей части скважин после кондуктора спускают только одну колонну — эксплуатационную. Наиболее распростра­ненные диаметры этой колонны —146 и 168 мм.

Обвязку обсадных колонн между собой на устье скважины вы­полняют при помощи обычных и клиновых колонных головок, изо­браженных на рис. 37 и 38.

Конструкция забойной части газовой скважины зависит от ме­ханической прочности продуктивных пород. Если продуктивный пласт сложен из крепких пород, то забой оставляют открытым и только в рыхлых, неустойчивых, обваливающихся породах эксплуа­тационную колонну спускают до забоя, цементируют и перфорируют ее против продуктивных зон или спускают хвостовик или фильтр.

В отличие от нефтяных скважин, которые эксплуатируются не--сколькими способами, газовые скважины эксплуатируются только фонтанным способом и, как правило, при спущенных фонтанных трубах, через которые газ поступает на поверхность. Фонтанные трубы спускают с целью: а) предохранения эксплуатационной ко­лонны от истирания и разъедания при наличии в газе твердых при­месей или агрессивных компонентов, вызывающих коррозию; б) вы­носа жидкостей и механических примесей с забоя на поверхность; в) облегчения процесса освоения и глушения скважины при необ­ходимости проведения подземного ремонта; г) проведения различ­ного рода исследовательских работ, связанных со спуском в сква­жину глубинных приборов. Фонтанные трубы обычно спускают до .середины фильтра.


Для оборудования устья газовых скважин применяют обычные «фонтанные арматуры, описанные в гл. IX. Чаще всего применяют крестовые арматуры. Они удобны для монтажа и обслуживания и устойчивы, так как имеют небольшую высоту. При очень больших давлениях в скважине арматуру рекомендуется укреплять стяжными .болтами, заякоренными в бетонный фундамент.


На газовых промыслах в зависимости от числа скважин, их де­бита, пластового давления и других факторов применяются две ,схемы обвязки скважин:

1) индивидуальная схема, при которой все оборудование, не-
йбходимое для регулирования работы, отделения примесей, измере­
ния дебита газа и конденсата и предотвращения образования ги­
дратов, размещается на устье и в непосредственной близости от
устья скважины;

2) групповая схема, при которой на устье скважины устанавли­
вается только фонтанная арматура, остальное же оборудование и
приборы для целой группы скважин монтируются в одном месте.
На групповом пункте осуществляются регулирование работы (смена
штуцеров), отделение примесей из газа и сбор конденсата, меры про­
тив образования гидратов и измерение дебита газа и конденсата
всех скважин, подключенных к этому пункту. Каждая скважина
.связана с групповым пунктом коллектором высокого давления;
.состояние устья скважин периодически контролируется.

Групповая схема облегчает обслуживание скважин, обеспечи­вает широкую возможность внедрения автоматизации процесса добычи газа и эффективного использования энергии дросселирова­ния для получения большего количества конденсата и применения эжекции газа.

На рис. 137 представлена индивидуальная схема обвязки сква­жины с низким пластовым давлением. Устье скважины оборудовано упрощенной фонтанной арматурой 1. Газ из скважины, пройдя штуцер 2, по выкидной линии поступает в сепаратор 3 либо в водо­сборник. За сепаратором на отводящей линии устанавливается диа­фрагма 4 с расходомером 5. После расходомера на газоотводящей линии монтируется обратный клапан 6 с задвижкой, после чего выкидная линия врезается в промысловый газосборный коллектор 7.

Рис. 137. Схема обвязки газовой скважины с низким пластовым

давлением.

Над расходомером обычно устанавливается будка из листового железа для предохранения замерного узла от атмосферных осадков. Сепаратор, как и водосборник, закапывается в землю и на поверх­ность выводятся только вентили с продувочными патрубками.

На рис. 138 показана одна из схем обвязки газовой скважины с высоким пластовым давлением, подключенной к газосборному пункту (ГСП), который предназначен для сбора газа со всех скважин данного месторождения и подготовки его для дальнейшей транспор­тировки.

Обвязка скважины предусмотрена с учетом эксплуатации ее по затрубному пространству. Для предотвращения образования гидратов в обвязочных трубопроводах, скважину оборудуют мета-нольной установкой, состоящей из расходного бачка 1, дозировоч­ного насоса 2 и емкости 3.

Сбор и сепарация газа осуществляются по следующей технологи­ческой схеме. Газ по выкидной линии от скважины поступает на площадку ГСП, где он направляется в циклонный сепаратор 4 для очистки от воды и механических примесей. Одновременно в сепараторе происходит отделение конденсата (газового бензина),


выделяющегося из газа. Конденсат собирается в емкость 5, скомпоно­ванную непосредственно с сепаратором 4. От циклонного сепаратора 4 газ по самостоятельному трубопроводу направляется в циклонный сепаратор второй ступени 7; перед входом в него устанавливается регулируемый штуцер 6,' при помощи которого газ редуцируется до установленного технологическим режимом давления; температура газа при этом снижается (минусовая температура). Давление реду­цирования газа принимают, исходя из условий подачи его в маги­стральный газопровод.

В циклонном сепараторе 7 вследствие снижения давления и тем­пературы, а также резкого расширения газа будет выделяться кон­денсат. Чтобы предотвратить образование гидратов в циклонном сепараторе, в газопровод перед регулируемым штуцером подкачиг вают в необходимом количестве метанол. Кроме того, сепаратор и емкость для конденсата покрывают теплоизоляцией и обогревают паром.

Конденсат из сепаратора 7 собирается в емкости 8. После циклон­ного сепаратора 7 природный газ поступает в общий газосборный коллектор и далее в подогреватель 11 для подогрева, затем направ­ляется в магистральный газопровод 12.

Конденсат, выделяющийся из газа, поступает из емкости 5 в трап-выветриватель 9, а из емкости 8 — в трап-выветриватель 10, где он частично разгазируется до установленного давления.

Газ, полученный в результате разгазирования конденсата из трапов-выветривателей 9 и 10, используется на нужды ГСП — по­ступает в котельную 13 и к другим производственным объектам или жилым домам 14, а оставшееся количество газа может направляться в газопровод 15 попутного газа, транспортируемого на газобензи­новый завод. Давление разгазирования конденсата в этом случае принимается из условия возможности подачи газа после разгази­рования в указанные газопроводы.

Конденсат из трапов-выветривателей 9 и 10 собирается в ем­кость 16, откуда откачивается насосом 17 в трубопровод.

При разгазировании конденсата в трапах-выветривателях его температура снижается до минусового значения (до —30° С). За­качка в трубопровод конденсата с отрицательной температурой мо­жет вызвать осложнения в работе трубопровода, так как в нем (при наличии воды в нефти) могут образоваться ледяные пробки. Чтобы этого не произошло, конденсат подогревают в трапах-выветривате­лях до температуры +5° С.

studopedia.ru

Оборудование устья газовой скважины - Справочник химика 21

    ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ [c.283]

    Оборудование устья газовой скважины предназначено для соединения верхних концов обсадных колонн и фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства и соединений между деталями оборудования, осуществления мероприятий по контролю и регулированию технологического режима эксплуатации скважин. Оно состоит из трех частей 1) колонной головки 2) трубной головки 3) фонтанной елки. [c.283]


    В зависимости от характеристики пород призабойной зоны пласта (степени устойчивости при ожидаемом дебите, наличия подошвенной воды в пропластках между объединяемыми горизонтами, пластовых давлений и др.) выбирают соответствующее оборудование забоя газовой скважины (рис. 2.36). Если призабойная зона сложена устойчивыми породами (песчаниками, известняками, ангидридами), то продуктивный пласт со скважиной сообщается открытым забоем. В этом случае эксплуатационную колонну спускают до кровли продуктивного пласта, в непроницаемом пропла-стке устанавливают башмак, и колонну цементируют до устья. [c.111]

    На рис. 143 изображена технологическая схема обвязки устья газовой скважины с приборами и оборудованием при текущих исследованиях. Исследование газовых скважин при установившихся режимах проводится в следующем порядке. [c.310]

    Другой особенностью коррозии оборудования на месторождениях природного газа, содержащего агрессивные компоненты, является то обстоятельство, что все факторы, определяющие скорость коррозии и ее характер, изменяются не только в процессе разработки и эксплуатации месторождения, т.е. во времени, но и по технологической цепочке добычи газа от забоя газовой скважины, где коррозионно-агрессивный газ впервые вступает в контакт с металлом насосно-компрессорных труб, и до магистрального газопровода включительно. Изменение скорости коррозии в процессе разработки месторождений можно наблюдать на примере месторождений Северного Кавказа. За многолетний период эксплуатации (более 10 лет) скорость коррозии на устье скважин уменьшилась на Майкопском с 6 до [c.14]

    Оборудование устья и забоя газовых скважин, а также конструкция газовой скважины практически аналогичны описанным нефтяным скважинам. [c.69]

    Прежде чем приступить к ликвидации газового фонтана, необходимо было расчистить территорию вокруг устья скважины, извлечь из огня все оборудование, трубы и конструкции буровой вышки. К расчистке устья приступили под прикрытием водяной завесы из пяти пожарных стволов и в смоченной спецодежде. Оборудование и конструкции растаскивали тракторами-тягачами, обвешенными во избежание воспламенения кошмой. Их сильно обливали водой. Для облегчения работы применили обстрел оборудования из 57-миллиметрового орудия, установленного на расстоянии 100 м от устья. Когда оборудование сбили, высота пламени достигла 105 м. [c.79]


    Для расчета газлифтной установки, оборудованной клапанами, действующими от давления газа, необходимы следующие данные диаметры насосно-компрессорных труб и обсадной колонны глубина залегания продуктивного пласта желаемый отбор жидкости обводненность продукции газовый фактор нефти плотности газа, нефти, воды распределение температуры по стволу скважины статический уровень жидкости пластовое давление пусковое давление нагнетаемого газа устьевое давление температура нагнетаемого газа на устье коэффициент продуктивности скважины тип используемого газлифтного клапана максимальное количество газа, имеющегося в наличии. [c.73]

    Установка двухрядного лифта замещения с отсечкой на забое (рис. 3.11, б) имеет следующие особенности. На газовой нагнетательной линии вместо трехходового крана стоит подкачивающий клапан 8, управляемый электрическим автоматом 2. На верхней части камеры замещения смонтировано устройство 9, отсекающее кольцевое пространство от камеры замещения. На устье скважины установлено оборудование, управляющее работой отсекающего устройства. [c.91]

    На устье газовых скважин имеется избыточное давление, достигающее десятков мегапаскалей. Оборудование, обеспечивающее герметизацию устья скважины при проведении геофизических исследований, представляет собой специализированную луб-рикаторную установку. [c.36]

    Осложнения, обусловленные скоплением жидкости на забоях газовых скважин, на отечественных газовых месторождениях, начали проявляться впервые на месторождениях в Коми, Саратовской и Куйбышевской областей. Ставропольского края после отбора из них более 50% от первоначальных запасов газа. Скопление жидкости способствовало увеличению потерь давления в скважине, самопроизвольному уменьшению дебита скважины, а также полному прекращению ее работы. Чтобы исключить или ограничить влияние жидкости применяли различные технологические процессы, обеспечивающие эффективное удаление жидкости путем подъема к устью или закачки в поглощающий пласт. В некоторых случаях поступление жидкости на забой возможно ограничить изоляцией источника поступления жидкости или ограничением рабочего дебита. В период 50-60 годов удаление жидкости с забоев скважин в процессе их эксплуатации производилось с использованием технологий, не требующих специального оборудования, а в первую очередь, за счет поддержания в трубах скоростей газа, достаточных для выноса жидкости на уровне 5-7 м/сск. Это обеспечивалось продувками скважин в атмосферу, спуском в скважину лифтовых колонн из труб малого диаметра. Для сокращения безвозвратных потерь газа, увеличения добывных возможностей скважин в начале 60-х годов начали использовать плунжерный лифт непрерывного действия, работающий в автоматическом режиме без какой-либо специальной автоматики. Использование плунжерного лифта прямого действия способствовало увеличению рабочих дебитов скважин от 20% до 5-10 раз. Жидкость, удаляемая из скважины и поступающая в промысловую систему сбора газа, в некоторых случаях приводила к уменьшению рабочих дебитов скважин и даже отборов газа в целом из месторождений вследствие увеличения потерь давления в наземном оборудовании, сепараторах и шлейфах скважин, в газосборном коллекторе. Дальнейшее использование плунжерного лифта стало невозможным без комплексного решения вопросов автоматизации процессов контроля за режимом работы скважины, управления режимом ее эксплуатации и ликвидации отрицательных последствий скоплений жидкости в наземном промысловом оборудовании. Для удаления скоплений жидкости из наземного оборудования (шлейфов, скважин, сепараторов и газосборного коллектора) в конце 60-х годов были созданы несколько типов автоматических систем типа САУЖ, а для контроля и управ- [c.14]

    В ОКБ Нефтемаш разработано предохранительное оборудование, называемое комплексом управления скважинными отсекателями, которые предназначены для герметичного перекрытия ствола фонтанирующих нефтяных и газовых скважин при изменении давления и повышении температуры на их устье. 

www.chem21.info


Смотрите также