Что включает в себя подземное оборудование нагнетательных скважин

Обновлено: 04.07.2024

Подземное оборудование ствола скважин.

Подземное оборудование ствола скважины позволяет осуществлять:

· защиту скважины от открытого фонтанирования;

· освоение, исследование и остановку скважины без задавливания ее жидкостью;

· воздействие на призабойную зону пласта с целью интенсификации притока газа к скважине;

· эксплуатацию скважины на установленном технологическом режиме;

· замену колонны насосно-компрессорных (фонтанных) труб без задавливания скважины жидкостью;

Схема компоновок подземного оборудования газовых и нефтяных скважин с вертикальным и горизонтальным стволами представлена на рис. 3.3 ÷ 3.6.

На рис. 3.7а представлена компоновка подземным оборудованием скважины, восстановленной горизонтальным стволом из бывшей вертикальной (зарезка горизонтального ствола).

На рис. 3.7б представлена компоновка подземным оборудованием с УЭЦН (установка электроцентробежного насоса) для применения технологии механизированной добычи нефти.

Для надежной эксплуатации газовых скважин используется следующее основное подземное оборудование:

· пакер (разобщитель) - предназначен для герметичного разобщения эксплуатационной колонны и колонны насосно-компрессорных труб с целью защиты эксплуатационной колонны от воздействия добываемой агрессивной среды;

· колонна насосно-компрессорных труб (НКТ) - предназначена для предохранения эксплуатационной колонны от абразивного воздействия твердых взвесей и коррозионных агентов (Н₂S, СО₂ и т.д.), содержащихся в выносимом потоке газа, для контроля условий отбора газа на забое скважины, для создания необходимой скорости движения потока газа и создания условий выноса жидкости с забоя на поверхность, для проведения ремонтных работ и интенсификации притока газа из пласта в скважину;

· ниппель посадочный - предназначен для установки, фиксирования и герметизации в нем устьевого или забойного клапана-отсекателя и иного оборудования. Он спускается в скважину на колонне НКТ и устанавливается как выше, так и ниже пакера;

· оправка ингибиторного клапана (ОИК)- предназначена для установки в ней ингибиторного клапана, газлифтного клапана (нефтяные скважины), глухой пробки.

· устройство для автоматического закрытия центрального канала скважины, которое включает в себя забойный клапан-отсекатель, переводник и замок - предназначено для временного перекрытия скважины у нижнего конца колонны НКТ при аварийных ситуациях или ремонте оборудования устья скважины. Оно может устанавливаться в различных местах НКТ;

· приставка “включено - выключено” (разъединитель колонны) - предназначена для герметичного и разъемного соединения лифтовой колонны с пакером, а также для установки в ее ниппельной части жестко соединенной с пакером клапана-отсекателя и глухой пробки. Применение приставки дает возможность подъема и спуска НКТ без предварительного подъема пакера, служит средством для выравнивания циркуляции среды, временно позволяет выполнять функции мостовой пробки во время ремонтных работ, служит в качестве отбойного переводника прихваченного инструмента;

· хвостовик - предназначен для улучшения условий освоения и эксплуатации вскрытой продуктивной мощности пласта, установки дублера (глухой пробки) для опрессовки НКТ.

Нефть, Газ и Энергетика

Трубная головка пред-назначена для герметизации затрубного пространства, подвески колонны НКТ и проведения некоторых технологических операций, исследовательских и ремонтных работ. Она состоит из крестовины, задвижек и быстросборного соединения.

Елка служит для закачки жидкости через колонну НКТ и состоит из стволовых задвижек, тройника, боковых задвижек и обратного клапана.

Технические характеристики устьевой арматуры для нагнетательных скважин приведены в табл.1

Нагнетательные нефтяные скважины

Нагнетательная нефтяная скважина – специализированная скважина, предназначенная для выполнения функции закачки любого рода газа, жидкости, воздуха или теплоносителя в продуктивный для поддержки производительности пластов. Ключевая задача подобного типа скважин – это замена коллекторного флюида. Исследование нагнетательных скважин позволило активно использовать их в нефтедобывающей промышленности.

Что такое нефтяная нагнетательная скважина?

Устройство нагнетательной скважины для добычи нефти разработано таким образом, чтобы нагнетать воду или газ в:

газовую шапку, то есть законтурные области залежей нефти посредством использования методологий поддержания нужного уровня давления;
по всей площади месторождения. Обычно этому способу отдают предпочтение при вторичных методах нефтедобычи.

Эксплуатация нагнетательных скважин осуществляется в большей степени при разработке нефтяных месторождений, в меньшей – нефтегазовых и газоконденсатных.

возможность поддержания нужного уровня пластового давления;
возможность регулировать и самостоятельно задавать темп отбора полезных ископаемых;
подача рабочих агентов в пласты нефтяных месторождений, что позволяет более качественно и полно вытеснять нефть, а также обеспечивающих внутрипластовое горение.

Нагнетательные скважины нашли свое применение не только в сфере нефтедобычи, но и в сегменте хранения полезных ископаемых, а также осушении обводненных месторождений. Конструкция нагнетательной скважины нефтяной подбирается исходя из предназначения, задач, которые ставятся перед оборудованием, прогнозируемой глубины и прочих технических параметров.

Основной технический параметр и рабочая характеристика – приемистость нефтяной скважины. Контроль работы оборудования нагнетательного типа, а также его техническое состояние выполняется согласно методикам шумометрии, термометрии, расходометрии и прочих.

Конструкция нагнетательной нефтяной скважин и ее особенности

Конструкция нагнетательных скважин, как уже упоминалось ранее, напрямую зависит от характера работ оборудования и характера месторождения.

в случае, если горные породы, где производится добыча полезных ископаемых, устойчивы, забой остается не обсаженным;
в случае, если горные породы неустойчивы осуществляют спуск обсадной колонны в зону забоя. При этом необходимо перфорировать призабойную область.

Схема нагнетательной скважины для добычи нефти, также, как и любая другая, предусматривает наличие устья. В данном случае оно оборудуется с помощью манометров и задвижек, а в глубокую область при этом помещают специализированные насосно-компрессорные трубы. Трубы размещают до уровня кровли поглощающего пласта.

Оборудование нагнетательных скважин также обязано обеспечивать герметичность. Для того, чтобы уровень герметичности был допустимым, требуется процементировать пространство за колоннами на всем протяжении ствола нефтяной скважины от устья до забоя. В случае, если почва и горне породы особенно неустойчивы, рекомендуется дополнительно использовать пакеры. Схемы оборудования нагнетательных скважин предусматривают наличие перегородок, манометров и компрессоров.

Приемистость нагнетательной скважины: основной технический параметр

При работе с представленном типом скважин необходимо учитывать такой технический параметр, как приемистость нагнетательной скважины. Этак характеристика демонстрирует возможности закачки рабочего агента в пласт месторождения. Специалисты определяют эту величину как объем смеси, который закачивается в пласт за определенную временную единицу.

репрессия, которая получается в результате разницы между пластовым и забойным давлением. Репрессия создается на уровне забоя;
уровня качества процесса вскрытия нефтяного пласта при разработке месторождений;
проницаемости и мощности.

Как утверждают специалисты, для проведения технологических расчетов в учет берется коэффициент приемистости. Его рассчитывают, как отношение количества агента, который закачивается пласт в установленную единицу времени к репрессии, которая создается на заборе в момент закачки. Важно понимать, что степень расхода агента рассчитывается на поверхности.

Способы освоения нефтяных источников при использовании нагнетательных скважин

одна из конструкций предназначена для того, чтобы нагнетать воду;
вторая конструкция необходима для того, чтобы работать с нефтью (актуально в том случае, если в процедуре нагнетания участвует внутриконтурная скважинная конструкция.

Освоение осуществляется посредством одного ряда, то есть одну из шахт применяют для воды, а вторую для нефти. Наибольшее количество полезного ископаемого при заборе реализуется до момента возникновения пресного источника в ресурсе. Обычно он попадает в соседние шахты для жидкости. Согласно правилам работы с оборудованием, есть возможность группирования в пласте с большим количеством нефти накопление воды линейного типа. Это позволяет вытеснить нефтяной ресурс в используемые скважины.

Нагнетательные источники квалифицируются по уровню сложности освоения, которых, в свою очередь, три – шахты на песчаных почвах, шахты на суглинистых почвах с низкими показателями поглощения жидкости, шахты на комбинированных почвах (где в составе песка и глины приблизительно равные части).

Добывающие нефтяные скважины: что это, история, особенности, характер конструкции

Для эффективной разработки и разведки месторождений нефти современными компаниями используются разнообразные технические решения и добывающие нефтяные скважины представляют собой их неотъемлемый элемент. Она выглядит как цилиндрический стол, выбуренный в пластах земли и горной породы, что позволяет человеку получить доступ внутрь. Главная задача добывающей нефтяной скважины – это:

открытие доступа к месторождению нефти;
подача нефти в хранилища;
ликвидация остатков горных пород.

Что такое добывающая нефтяная скважина?

Классическая нефтяная скважина представляет собой горную выработку круглого сечения, диаметр которой может достигать 4 метров. Ее предназначение – это нефтедобыча; это обуславливает расположение устьев добывающих скважин – как правило, их бурят в

ертикально. В редких случаях возможно бурение под заданным углом.

История добывающих нефтяных скважин насчитывает более ста пятидесяти лет:

впервые разработка и создания скважины для последующей нефтедобычи было осуществлено в 1846 году. Поставленные задачи были реализованы в поселке близ города Баку, который на тот момент территориально относился к Российской Империи. Рабочие создали скважину глубиной 21 метр;
первая эксплуатационная добывающая скважина в России была разработана чуть позже – в 1864 году. Пробурили ее на Кубани;
в Америке скважина для добычи нефти была пробурена в 1857 году в Эннискилене. Ее глубина составила всего 15 метров. Однако, согласно данным, добыча нефти началась чуть позже – в 1859 году.
В 1930 году в Баку был разработан с последующим успешным использованием способ наклонно-направленного бурения, который активно используется и по сегодняшний день.

Сооружаются добывающие нефтяные установки посредством последовательного бурения земляных и горных пород с использованием долот и станков, а также прочих вспомогательных механизмов. Разбуренный материал и остатки земли и горных пластов при этом удаляются, а стенки укрепляются от размытия и разрушения. Степень укрепления будет зависеть от характера горной породы. Процедура добычи нефти может реализовываться несколькими способами, наиболее распространенные из которых – фонтанирование (при избыточном давлении в скважине) либо посредством нагнетательных установок.

Добывающие нагнетательные скважины

Оборудование добывающих скважин, функционирующих по принципу нагнетания, используется для того, чтобы получить возможность управления процессами, происходящими в пласте месторождения. Это хороший метод для всестороннего исследования месторождения, получения данных, необходимых для эксплуатации скважин, параметрах пласта, активности бассейна и прочих характеристиках.

Добывающие нагнетательные скважины функционируют, в основном, стационарно. Это необходимо для того, чтоб было возможно объективно выявить технологическую эффективность посредством аналитики базовых и фактических показателей, а также их сравнения с отраслевыми данными по методологии. Еще одна задача нагнетательного оборудования – это управление процессами, имеющими место в месторождении при его разработке для добычи нефти.

Конструкция нефтяной скважины и технология ее бурения

В строении конструкции добывающей скважины стандартного типа учитывают:

устье добывающей скважины;
ствол скважины;
конец или забой.

Устье считается верхним элементом конструкции: его функциональна задача – это снижение к минимуму рисков обвалов и разрушения пород верхних слоев. Также устье помогает защитить оборудование и саму скважину от размытия буровым раствором. Следующий функциональный элемент – это ствол. Важная задача элемента состоит в определении направления буровых работ по месторождению и ликвидации остатков горных пород. Забой необходим для укрепления глубинны колонн, кроме того, именно он отвечает за добычу нефти из пласта.

Оборудование добывающих скважин для работы с нефтью выполняет следующие операции:

Использование буровых установок, станков и долот позволяет осуществить заглубление ствола на необходимую для месторождения глубину.
Разрушенные горные породы и земля удаляются из скважины.
Первое погружение в скважину позволяет выполнить ключевую задачу по укреплению забоя – устанавливаются специализированные обсадные колонны.
После установки всего необходимого оборудования можно приступать к следующему этапу – аналитике нефтяного слоя. Происходит изучение химических, геофизических, а также геологически характеристик.
После тщательного анализа принятия решения по разработке и эксплуатации месторождения выполняется спуск завершающей колонны на рабочую глубину. Это – завершающий этап, конструкция нефтяной скважины готова.

Первоначальный этап бурения – это создания ствола, глубина которого будет совсем небольшой. Максимальное число – 30 метров, диаметр при этом не превышает 40 сантиметров. В последствии буры погружаются на глубины и процесс усложняется. Для закрепления пород в скважину помещаются колонны, дополнительно осуществляется обработка посредством специализированных растворов, как правило – цементирующих. Для снижения степени износа используются металлические защитные кольца для труб ствола.

Не стоит забывать и о других важных этапах разработки нефтяного месторождения. Например, значимое место занимает совокупность работ и мер по выявлению наиболее эффективного добывания нефти. Специалистами выполняются разведывательные действия, которые в дальнейшем послужат основой для проектной документации и технологических характеристик бурения. Проект определяет количество объектов, последовательность забора нефти, методики воздействий, помогающие получить максимальный результат выработки.

Конструкция нефтяной скважины

ОБОРУДОВАНИЕ НАГНЕТАТЕЛЬНЫХ СКВАЖИН

Устьевая арматура, предназначена для подачи и регулировки объема воды в скважину, проведения различных технологических операций: промывок, освоения, обработок и т.д.

1-колонный фланец; 2-крестовина; 3-катушка; 4-тройник

Рисунок 32-Устьевая арматура

Работа арматуры видна из её устройства. Устройство задвижек, устанавливаемых на арматуре, приведено на рисунке 33.

В корпусе 1 задвижки предусмотрены ванны 2 и 3 для смазки, которая не тает механическим примесям накапливаться на дне корпуса. Применяется смазка ЛЗ-162. Техническая характеристика задвижка представлена в таблице 11.

Достоинства и недостатки конструкции: а) резкое возрастание крутящего момента в задвижках при эксплуатации из-за слома подшипника или замерзания; б) нарушение герметичности из-за недостаточно затянутых шпилек; в) пропуск сальника по причине износа манжет; г) заклинивание затвора из-за отложений солей.

1-корпус; 2-ванны; 3-уплотнители; 4-винт; 5-маховик

Рисунок 33-Задвижка прямоточная

Таблица 11 -Техническая характеристика задвижки

№ п/п	Параметры	Значение
Диаметр проходного сечения, мм Давление, МПа: рабочее - 200 пробное Закачиваемая среда Запорное устройство Габариты, мм: длина ширина высота Масса, кг Подвеска труб, мм	вода(сточная, пресная) задвижка прямоточная с затвором «металл-металл» 73 затвором "металл-металл"

Пакер применяется для разобщения отдельных участков ствола скважины. Получили широкое применение пакера механического или гидромеханического действия, рассчитанные на перепад давления до 70 МПа Устройство пакера приведено на рис. 34.

Техническая характеристика пакеров приведена в таблице 12.

Пакер спускают на требуемую глубину на НКТ. Посадку производят поворотом колонны HKТ (предварительно НКТ приподнимают) вправо. При этом штифт 8 по пазу перемещается вверх, ствол 2 идет вниз, конус надвигается на шлипсы и заклинивает их в обсадной колонне. Вес НКТ передается на манжеты и деформирует их.

Таблица 12–Техническая характеристика применяемых пакеров

Якорь предназначен для разгрузки НКТ от сжимающих усилий и предотвращения скольжения пакера по обсадной колонне при создании перепада давления. Получили распространения якоря типа ЯГ-6, ЯГ-8, ЯПГ5-500.

Плашковый якорь типа 1 ЯП (рис. 35) состоит из следующих основных частей: корпуса 1, поршней-плашек 2(8 шт.), резиновой трубки 3. Техническая характеристика якорей приведена в таблице .

1-корпус; 2-плашки; 3-резиновая трубка

Рисунок 35-Якорь 1ЯП

Взаимодействие узлов. При нагнетании жидкость воздействует на резиновую трубку через отверстия под поршнями-плашками, которые выдвигаются из корпуса в радиальном направлении и прижимаются с силой к эксплуатационной колонне. Таким образом они воспринимают осевое давление от пакера и передают его на эксплуатационную колонну, удерживая пакер на месте. При прекращении закачки жидкости трубка принимает первоначальную форму, а плашки-поршни при подъеме занимают исходное положение. Техническая характеристика якорей представлена в таблице 13.

Наземное и подземное оборудование.

В состав наземного устьевого оборудования входят фонтанная арматура (ФА), колонные головки (КГ), катушки фланцевые, манифольды, запорные и регулирующие устройства и приспособления для смены задвижек под давлением.

ФА предназначена для герметизации устья, контроля, регулирования режима эксплуатации. В ФА входит: 1 – манометр; 2 – запорное устройство к манометру; 3 – фланец под манометр; 4 – запорное устройство; 5 – тройник, крестовина; 6 – дроссель; 7 – переводник трубной головки; 8 – ответный фланец; 9 – трубная головка.

Основные узлы ФА: 1) ТГ предназначена для подвески одного или нескольких рядов НКТ. Её используют для осуществления технологических операций при освоении, эксплуатации, ремонте.

2) Ёлка предназначена для регулирования режима эксплуатации и транспортировки добываемой продукции, осуществления геолого-технических и технологических операций, связанных с установкой специальных устройств для спуска и подъёма глубинных приборов и различного рода оборудования. Бывают тройниковые, крестовые.

Запорные устройства предназначены для перекрытия потока рабочей среды. КГ предназначены для обвязки ОК скважин. Должны обеспечивать подвеску колонн, герметизацию межколонных пространств, контроль Р, проведение различных технологических операций. Бывают одно-, двухфланцевые;

Обсадные трубы подвешивают с применением клиньевых (ОКК) и муфтовых (ОКМ) подвесок.

Фланцевые катушки - для соединения составных элементов устьевого оборудования). Бывают с фланцами одинаковых, различных присоединительных размеров.

Манифольды предназначены для соединения выкидов ФА с трубопроводами.

Приспособление для смены задвижек под давлением. С их помощью осуществляют смену и установку запорных устройств на боковых отводах колонной головки.

К подземному оборудованию относятся насосно-компрессорные трубы. Основные элементы комплексов – пакер, скважинный клапан-отсекатель, устанавливаемый внутрь НКТ на глубине до 200 м и наземная станция управления.

Существует два вида насосно-компрессорных труб – с высаженными наружу или гладкими концами, на которых наносится наружная резьба, а на один из концов надета соединительная муфта. На длине от 0,4 до 0,6 метров от конца трубы, со стороны расположения муфты, набивается клеймо – это маркировка. Она дает информацию о диаметре трубы, группы прочности стали, толщине стенки трубы, товарном знаке и месяце и годе выпуска.

Безмуфтовые НКТ дают герметичность соединений в условиях давления не выше 50 мПа. Их концы имеют высадку наружу, а соединение очень прочное.

Насосно-компрессорные трубы (НКТ), которые изготовлены из алюминиевого сплава, очень устойчивы к сероводородной коррозии, что исключает необходимость использования ингибиторов коррозии. Кроме того, благодаря малой массе их удельная прочность в разы больше других. Такие свойства позволяют делать колонну в два с половиной раза длиннее, чем колонна из труб из стали.

Наземное и подземное оборудование добывающих и нагнетательных скважин.

Классификация скважин на нефтяных и газовых месторождениях по назначению. Добывающие и нагнетательные скважины. Типовые профили добывающих и нагнетательных скважин. Требования к конструкции скважин.

Наземное и подземное оборудование добывающих и нагнетательных скважин. Типы ФА и маркировка. Типы НКТ и маркировка

По назначению скв-ны можно подразделить на разведочные, добывающие, нагнетательные, наблюдательные и пьезометрические. Разведочные скв-ны бурят для изучения особенностей геологического строения и размеров залежи и окружающей ее пластовой водонапорной системы, опр-я продуктивности и параметров пластов. Добывающие и нагнетательные скв-ны предназначены для управления пр-сами, имеющими место в пласте при разр-е мест-й природных ув, для добычи г, н и к-та. Всестороннее и периодическое иссл-е этих скв-н дополняет наши представления о мест-и. Сведения, получаемые при эксплуатации скв-н, дают информацию о параметрах пласта, о запасах н, г и к-та, активности водонапорного бассейна.

Наблюдательные и пьезометрические скв-ны исп-ся для контроля за пр-сами, проходящими в залежи. Наблюдательные - скв-ны, пробуренные в области газо- или нефтеносности, а пьезометрическими - пробуренные за внешним контуром залежи (в области водоносности). Наблюдения за такими скв-нами дают информацию об изм-и по объему и во времени Р_пл в областях газо-, нефте- и водоносности, о режиме мест-я и позволяют в наблюдательных геофизических скв-нах следить за продвижением воды в г-е и н-г-е залежи. Рекомендуется бурить "добывающе-наблюдательные" скв-ны. Для таких скв-н при нормальной их эксплуатации планируется специальное время на проведение иссл-й, в частности, время на длительные замеры Р.

Требование к конструкции скв и выбор диаметра ЭК и НКТ.

Конструкция скважин — взаимное расположение колонн обсадных труб, концентрически спускаемых в скважину, их число, наружный диаметр и длина, интервалы цементирования, наружный диаметр цементного кольца. По назначению различают следующие виды обсадных колонн.

Направление - колонна труб, спускаемая в скважину до некоторой глубины (100-200 м), которая цементируется от устья по всей длине и служит для надежного крепления верхних интервалов и предотвращения разрыва устья скважины.

Кондуктор - служит для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляция верхних водоносных горизонтов от загрязнения, а также для возможности установки на устье противовыбросного оборудования.

Промежуточная обсадная колонна - предназначена для крепления и изоляции вышележащих зон, несовместимых по условиям бурения с нижележащими зонами для предотвращения осложнений и аварий при бурении последующих интервалов.Эксплуатационная колонна - крепит и разобщает продуктивные пласты и вышележащие зоны геологического разреза от продуктивных пластов обеспечивает размещение в ней оборудования для подъема жидкости или закачки необходимых агентов в пласт. Эксплуатационную колонну оборудуют элементами колонной и заколонной оснастки (пакеры, башмак; обратный клапан, центратор, упорное кольцо и т.д.). Диаметр эксплуатационной колонны выбирают в зависимости от типоразмеров применяемого оборудования. На месторождениях нашей страны наиболее часто применяют для эксплуатационной колонны трубы диаметром 140,146,168 мм.Важным элементом конструкции скважины является конструкция призабойной зоны (см. слайд №2) Где: а- открытый забой; б- забой с перфорированными трубами; в- забой с фильтром; г- перфорированный забой.

Наземное и подземное оборудование добывающих и нагнетательных скважин.

ФА предназначена для герметизации устья, контроля, регулирования режима эксплуатации.

1 – манометр; 2 – запорное устройство к манометру; 3 – фланец под манометр; 4 – запорное устройство; 5 – тройник, крестовина; 6 – дроссель; 7 – переводник трубной головки; 8 – ответный фланец; 9 – трубная головка.

ФА изготавливаются: нормальные; коррозионно-стойкие: углекислостойкие К₁, сероводородостойкие К₂, К₃; термостойкие Г (t>120°С); хладостойкие ХЛ (t<-40°С).

Запорные устройства предназначены для перекрытия потока рабочей среды:

- проходные пробковые краны типа КППС;

- прямоточные задвижки с одно- (ЗМС-1), двухпластинчатым (ЗМАД) шиберным затвором, принудительной, автоматической подачей смазки, ручным, пневматическим дистанц-ным управлением;

КГ предназначены для обвязки ОК скважин. Должны обеспечивать подвеску колонн, герметизацию межколонных пространств, контроль Р, проведение различных технологических операций. Бывают одно-, двухфланцевые;

Обсадные трубы подвешивают с применением клиньевых (ОКК) и муфтовых (ОКМ) подвесок.

Манифольды предназначены для соединения выкидов ФА с трубопроводами.

НКТ и обсадные трубы

Лифтовые трубы должны обеспечивать проектный дебит при заданных потерях Р на всех этапах эксплуатации, проведение промысловых технологических операций при повышенных рабочих Р и DР в трубном и затрубном пространствах.

Обсадные трубы должны обеспечивать прочность и герметичность колонн – кондуктора, промежуточных, технической и эксплуатационной. Бывают:

C короткой треугольной резьбой и муфты;

C удлиненной D резьбой и муфты (тип У);

C трапецеидальной резьбой и муфты (тип ОТТМ);

Высокогерметичные и муфты (ОТТГ);

Безмуфтовые раструбные (тип ТБО);

Трубы по точности и качеству выпускают в исполнениях А и Б из сталей групп прочности Д, К, Е, Л, М, Р, Т. Длина труб составляет 9,5 – 13,0 м. Трубы и муфты к ним группы прочности К и выше подвергнуты термической и термомеханической обработке. Резьба и уплотнительные конические расточки муфт оцинкованы, фосфатированы.

НКТ по точности и качеству производят в исполнениях А и Б.

Гладкие и муфты к ним;

С высаженными наружу концами и муфты (тип В);

3. Трубы гладкие высокогерметичные и муфты к ним – тип НКМ;

4. Трубы безмуфтовые с высаженными наружу концами – тип НКБ;

Трубы всех типов исполнения А изготавливают длиной 10 м с предельными отклонениями ±5 %, а исполнения Б – от 5,5 до 10 м.

Трубы гладкие и муфты к ним, трубы высокогерметичные и муфты к ним группы прочности К и выше, трубы с высаженными наружу концами и муфты к ним, а также трубы безмуфтовые с высаженными наружу концами всех групп прочности подвергают термической или термомеханической обработке. Резьбы и уплотнительные конические расточки муфт оцинкованы или фосфатированы.

Элементы подземного оборудования, их назначение

Для надежной эксплуатации газовых скважин используется следующее основное подземное оборудование: разобщитесь (пакер); колонна насосно-компрессорных труб (HKT); ниппель; циркуляционный клапан; ингибиторный клапан; устройство для автоматического закрытия центрального канала скважины, которое включает в себя забойный клапан-отсекатель, уравнительный клапан, переводник и замок; клапан аварийный, срезной; разъединитель колонны НКТ; хвостовик.

Колонна НКТ спускается в скважину для предохранения обсадной колонны от абразивного износа и высокого давления, для создания определенных скоростей газожидкостного потока и выработки газонасыщенного пласта снизу вверх.

Хвостовик применяется для улучшения выноса твердых частиц и жидкостей с забоя скважины.

Разобщитель (пакер) предназначен для постоянного разъединения пласта и затрубного пространства скважины с целью защиты эксплуатационной колонны и НКТ от воздействия высокого давления, высокой температуры и агрессивных компонентов (Н₂S, CO₂, кислот жирного ряда), входящих в состав пластового газа.

Н и п п е л ь служит для установки, фиксирования и герметизации а нем забойного клапана-отсекателя. Он спускается в скважину на колонне НКТ и устанавливается обычно выше пакер.

У с т р о й с т в о д л я а в т о м а т и ч е с к о г о з а к р ы т и я ц е н т р а л ь н о г о к а н а л а с к в а ж и н ыпредназначено для временного перекрытия скважины у нижнего юнца колонны фонтанных труб при аварийных ситуациях или ремонте оборудования устья. Оно может устанавливаться в различных местах в НКТ.

Забойные клапаны-отсекатели предотвращают открытое фонтанирование при повреждении или разрушении устьевого оборудования и колонны НКТ выше места установки забойного клапана-отсекателя. Они служат автоматическим запорным устройством скважины при демонтаже устьевого оборудования, подъеме колонны НКТ из скважины без задавки жидкостью.

Наземное и подземное оборудование скважин

В состав наземного устьевого оборудования добывающих и нагнетательных скважин входят фонтанная арматура, колонные головки, катушки фланцевые, манифольды, запорные и регулирующие устройства и приспособления для смены задвижек под давлением.

Фонтанная арматурапредназначена для герметизации устья скважины, контроля и регулирования режима эксплуатации нефтяных и газовых скважин. По требованию заказчика фонтанная арматура может быть изготовлена с дополнительной трубной головкой и запорными устройствами на боковых отводах, обеспечивающих эксплуатацию скважин двухрядным лифтом.

Основные узлы фонтанной арматуры – трубная головка и ёлка. Трубная головка фонтанной арматуры предназначена для подвески одного или нескольких рядов насосно-компрессорных труб. Её используют для осуществления технологических операций при освоении, эксплуатации, ремонте добывающих и нагнетательных скважин. Ёлка фонтанной арматуры предназначена для регулирования режима эксплуатации и транспортировки добываемой продукции скважины к промысловым установкам по её подготовки, а также для осуществления геолого-технических и технологических операций, связанных с установкой специальных устройств для спуска и подъёма глубинных приборов и различного рода оборудования. Возможно либо тройниковое (одно- или двух - струнное исполнение ёлки фонтанной арматуры), либо крестовое (двухструнное). При тройниковой двухструнной ёлке скважину эксплуатируют по верхней струне, а при крестовой – по одной из них. По запасным струнам продукцию скважин транспортируют при ремонте рабочей струны или замене штуцерной втулки. Боковые струны могут быть оборудованы двумя запорными устройствами, одно из которых (первое от ствола) является запасным, а второе – рабочим. Запорные устройства, используемые в фонтанной арматуре, предназначены для перекрытия потока рабочей среды в скважине. Колонные головки предназначены для обвязки обсадных колонн нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин. Колонные головки должны обеспечивать подвеску колонн, герметизацию межколонных пространств, контроль давления в них и проведение различных технологических операций. При бурении на них размещается превентор, а при эксплуатации – фонтанная арматура.

Манифольды предназначены для соединения выкидов арматуры с трубопроводами промысловых установок.

Лифтовые трубы должны обеспечивать проектный дебит при заданных потерях давления на всех этапах эксплуатации скважин, а также проведение промысловых технологических операций при повышенных рабочих давлениях и перепадах давлений в трубном и затрубном пространствах. Обсадные трубы должны обеспечивать прочность и герметичность колонн – кондуктора, промежуточных, технической и эксплуатационной.

Эксплуатационное подземное скважинное оборудование предназначается для:

- предотвращения открытого фонтанирования скважин при разрушении или повреждении устьевого оборудования, нарушения герметичности эксплуатационной колонны и некачественном цементировании межтрубного пространства;

- обеспечения одновременно раздельной эксплуатации двух и более продуктивных пластов; разобщения вскрытого продуктивного горизонта от выше- и нижележащих пластов; разобщения лифтовой колонны от затрубного пространства;

- обеспечения разнообразных промысловых технологических операций, связанных с эксплуатацией или ремонтом скважин. В состав скважинного оборудования входят пакеры, якоря, разъединители колонн, скважинный инструмент для подготовки ствола скважины, клапаны - отсекатели, циркуляционные и ингибиторные клапаны, посадочные ниппели, а также инструмент и принадлежности канатной техники для управления подземным оборудованием.

7.Средства регулирования технологическим режимом работы скважины (диафрагмы……

Режим работы фонтанной скважины регулируется штуцером на выкидной струне фонтанной елки. Регулирующее устройство бывает регулируемое и нерегулируемое. Устьевой штуцер – это диск с отверстием от 10 до 20мм. Фонтанная арматура на давление 70МПа комплектуется быстросъемными штуцерами типа ШБА-50-700; ШБА-65-700. Штуцеры такого типа зажимаются между фланцами на штуцерном патрубке. Регулирующий штуцер дает ступенчатое или безступенчатое регулирование работы скважины. Изготавливают в угловом исполнении ШРУ-60-125 и устанавливают на струнах арматуры в месте перехода манифольда на вертикальный участок, что позволяет регулировать режим работы скважины без ее остановки. Регулируемый штуцер ШР-8 (в корпус вставляется диски с калибровочными отверстиями из минералокерамики или сплава). Широко применяют штуцеры, состоящие из корпуса и сменной втулки.

Запорные устройства, используемые в фонтанной арматуре, предназначены для перекрытия потока рабочей среды в скважине. Их типы и основные параметры регламентированы. К ним относят "Краны пробковые со смазкой", "Задвижки типа ЗМС прямоточные с принудительной подачей смазки и ручным, пневматическим дистанционным управлением».

Запорные устройства, используемые в арматуре скважин подразделяются на следующие типы:

- проходные пробковые краны типа КППС с условным диаметром Д_у равным 65 мм и устьевым давление Р_у равным 14 МПа и уплотнительной смазкой;

- прямоточные задвижки с условным диаметром Д_у равным 65, 80, 100 и 150 мм, устьевым давлением Р_у равным 21, 35 МПа с однопластинчатым (типа ЗМС-1) шиберным затвором с принудительной или автоматической подачей смазки, с ручным, пневматическим дистанционным управлением;

- прямоточные задвижки с условным диаметром Д_у равным 50 мм и устьевым давлением равным 70 МПа с двухпластинчатым (типа ЗМАД) шиберным затвором с принудительной или автоматической подачей смазки, с ручным, пневматическим дистанционным или автоматическим управлением.

Читайте также: