Схема обвязки оборудования при обработке скважин пенами

Обновлено: 07.07.2024

Добыча нефти и газа

нефть, газ, добыча нефти, бурение, переработка нефти

ТЕХНОЛОГИЯ ВЫЗОВА ПРИТОКА ИЗ ПЛАСТА ПЕНАМИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ЭЖЕКТОРОВ

Технология вызова притока из пласта пенами с использованием эжекторов состоит в приготовлении с помощью последних, насосного и компрессорного оборудования двухфазных пен, закачивании их в скважину для вытеснения воды и создании необходимой величины депрессии на забое за счет меньшей плотности пены и ее самоизлива. Она имеет свои особенности. Применение эжектора для приготовления пен позволяет использовать в качестве источников сжатого воздуха компрессоры пневматической системы буровых установок при кустовом и разведочном бурении. В качестве источников сжатого воздуха могут быть использованы передвижные компрессоры высокого давления. Применение эжектора при использовании компрессоров высокого давления позволяет упростить управление процессом приготовления и закачивания пены и повысить качество последней.

Основными факторами улучшения условий взрывобезопасности при освоении скважин с помощью технологического процесса с использованием эжекторов по сравнению с технологией освоения скважин путем вытеснения жидкости сжатым воздухом являются:

уменьшение вероятности внутрискважинного воспламенения вследствие использования в качестве рабочего агента пены;

использование сжатого воздуха низкого давления при применении компрессоров буровых установок.

Технология вызова притока из пласта пенами с использованием эжекторов предназначена для освоения разведочных и эксплуатационных скважин с пластовым давлением, равным или ниже гидростатического, если после замены раствора, находящегося в скважине, на воду не был получен приток.

Предельная глубина скважин, на которой может быть использован процесс вызова притока пенами с использованием эжекторов, 3000 м.

Процесс вызова притока с использованием эжекторов должен обеспечивать снижение забойного давления. Ниже приведены значения максимального снижения забойного давления (в % от гидростатического) при вызове притока пеной из скважины, заполненной водой.

Максимальное снижение забойного давления при использовании оборудования:

передвижные компрессоры типа УКП-80, СД-9/101;

Перед проведением процесса вызова притока с использованием эжекторов в скважину спускают лифтовую колонну на глубину, при которой ее башмак размещается на 5—10 м выше интервала перфорации. Устье оборудуется трубопроводами и арматурой таким образом, чтобы обеспечивалась возможность закачивания пены в межтрубное пространство и одновременного выброса жидкости из трубного пространства скважины, а также возможность осуществления последующего самоизлива пены из межтрубного и трубного пространств одновременно.

Схема обвязки наземного оборудования и устья скважины при прове-

Рис. 15.7. Схема обвязки наземного оборудования и устья скважины при вызове притока пенами с использованием эжектора:

1 — цементировочный агрегат; 2 — компрессор; 3 — линия для подачи пенообразующей жидкости; 4 — воздухопровод; 5 — обратный клапан эжектора; 6 — эжектор; 7 — заглушка; 8 — пенопровод; 9, 10, 11, 12, 13, 14 — задвижки; 15 — эксплуатационная колонна; 16 — выброс пены; 17 — накопительная емкость; 18 — нефтепромысловый коллектор; 19 — манометр

дении процесса вызова притока с использованием передвижных компрессоров или компрессоров буровой установки представлена на рис. 15.7.

Обвязка эжектора осуществляется таким образом, чтобы его боковой патрубок с обратным клапаном был направлен вертикально вниз.

Рис. 15.8. Эжектор жидкостно-газовый ЭЖГ-2:

1 — корпус эжектора; 2 — диффузор; 3 — камера смесительная; 4 — гайка; 5 — решетка; 7 — седло обратного клапана; 8 — насадок; 9 — уплотнение; 10 — шар

Подвод сжатого воздуха к эжектору при использовании компрессоров буровой установки осуществляется от ресивера с помощью резинового шланга с внутренним диаметром не менее 25 мм или по временному разборному трубопроводу из НКТ.

При кустовом бурении подвод воздухопровода от действующей буровой к группе осваиваемых скважин целесообразно осуществлять заблаговременно в период их обвязки с коллектором. Конец провода проводится к центру группы скважин и оборудован запорным вентилем. Общий вид эжектора ЭЖГ-2 представлен на рис. 15.8. Пенообразующая жидкость для двухфазной пены может быть приготовлена непосредственно в процессе закачивания пены в скважину.

Параметры технологии вызова притока из пласта пенами с использованием эжекторов выбирают, исходя из необходимости создания требуемой величины снижения забойного давления (депрессии) и имеющегося компрессорного оборудования.

Техника и технология пенокислотной обработки

Механизм действия кислотных пен закл-ся в замедлении скорости нейтрализации кислоты карбонатной породой, приводящем к удлинению пути движения кислоты в активном состоянии.Кисл.пены также способствуют увеличению охвата пласта воздействием к-ты, т.к. имеют низкую плотность (300 – 800 кг/м 3 ), повышенную вязкость и прочность.

Пенокислотные обр-тки применяют для воздействия на продуктивные пласты, сложенные карбонатными породами, также на песчаники с высоким содержанием карбонатного цемента.

В качестве стабилизаторов кислотных пен применяют карбоксиметил – целлюлозу КМЦ – продукт вз/д-вия целлюлозы с монохлоруксусной кислотой (тв.в-во хлопьевидного или порошкообразного вида), а также концентрированную сульфит-спиртовую барду КССБ – продукт целлюлозно-бумажной промышленности (густая жидкость или порошок темно-коричневого цвета) и др.

Кислотн.пены медл-но растворяют карбонаты при t до 80°С (при Р_атм) и при t до 50°С (при 0-12 МПа).

Максимальное значение глубины проникновения активной кислоты в поры пласта достигается при степени аэрации, равной единице в пластовых условиях (степень аэрации – количество воздуха или газа в м 3 на 1 м 3 раствора кислоты с ПАВ).

Для снижения коррозионного действия кислотной пены до уровня коррозионной активности обычной 15 – 25%-й кислоты рекомендуют использовать катапин-А в количестве 0,1% .

Обычно пенокислотные обработки проводятся после неоднократных простых кислотных обработок, когда их эффективность резко снижается или даже отсутствует.

Для приготовления кислотных пен применяют специальные устройства – аэраторы или эжекторные смесители. Аэратор – две НКТ диаметром 102 и 51 мм, расположенные одна в другой (труба в трубе). Раствор кислоты с растворенным в нем ПАВ кислотным агрегатом (установкой) подают в пространство между трубами диаметром 102 и 51 мм. Воздух (или газ), нагнетаемый во внутреннюю трубу диаметром 51 мм, через отверстия на ее боковой поверхности выходит в кольцевое пространство и смешивается с раствором соляной кислоты. Аэратор применяют при обработке скважин, в которых ожидаемое устьевое давление закачивания кислотной пены меньше давления, развиваемого компрессором УПК-80, то есть меньше 8 МПа.

Перед пенокислотной обработкой скважины промывают для очистки забоя.

Технологический процесс пенокислотной обработки состоит из следующих операций:

-подъем плунжера и конуса глубинного насоса (если планируется направленная обработка, то подвеску насоса устанавливают против обрабатываемого интервала);

-обвязка наземного оборудования;

-закачивание кислотной пены с запланированной степенью аэрации (при направленных обработках перед кислотной пеной закачивают нефтекислотную эмульсию);

-продавливание кислотной пены в пласт нефтью или увлажненным воздухом; при этом продавочную жидкость закачивают одновременно в НКТ и затрубное пространство (кроме направленных обработок), так как оставшаяся в стволе скважины пена может нарушить нормальную работу глубинного насоса;

-выдерживание скважины на реакции пенокислоты с породой в течение 12 ч,

-спуск плунжера и конуса и пуск скважины в эксплуатацию.

Примерная схема обвязки оборудования при пенокислотной обработке:

1 – компрессор; 2 – обратный клапан; 3 – аэратор; 4 – установка насосная (кислотный агрегат); 5 – скважина; 6 – глубинный насос

В мощных пластах с большим радиусом ухудшенной проницаемости необходимо увеличить объем кислотной пены. Однако это экономически невыгодно. Поэтому рекомендуют применять направленные обработки для воздействия кислотной пеной на отдельные интервалы пласта. Такая цель достигается предварительным закачиванием высоковязкой нефтекислотной эмульсии и продавливанием кислотной пены большим объемом увлажненного воздуха (периодич/впрыскивание в закачиваемый воздух пенообразующего р-ра). Нефтекислотная эмульсия перекрывает ранее обработанные нижние интервалы, а кислотная пена направляется в верхние необработанные интервалы пласта.

· Взаимодействие HF с кварцем происходит по следующей реакции:

· Образующийся фтористый кремний SiF₄ далее взаимодействует с водой:

Пенокислотная обработка скважин

Для наиболее дальнего проникновения соляной кислоты в глубь пласта, что повышает эффективность обработок, за последнее время все большее применение находят пенокислотные обработки скважин.

Сущность этого способа заключается в том, что в призабойную зону пласта вводится не обычная кислота, а аэрированный раствор поверхностно-активных веществ в соляной кислоте в^виде пены.

Применение кислотных пен имеет следующие преимущества перед обычной кислотной обработкой:

1) замедляется растворение карбонатного материала в кислотной пене, что способствует более глубокому проникновению активной кислоты в пласт; в результате этого приобщаются к дренированию

Рис. 156. Схема обвязки оборудования при обработке скважин пенами.

1 — компрессор; 2 — кислотный агрегат; з — аэратор; 4 — крестовина; 5 — обратный клапан

удаленные от скважины участки пласта, ранее недостаточно или •совершенно не охваченные процессом фильтрации;

2) малая плотность кислотных пен (400—800 кг/м 3 ) и их повышен
ная вязкость позволяют существенно увеличить охват воздействием
кислоты всей вскрытой продуктивной мощности пласта; это как бы
включает в себя преимущества, достигаемые при поинтервальных
кислотных обработках, что особенно важно при больших продуктив
ных мощностях пласта и пониженных пластовых давлениях;

3) улучшаются условия очистки призабойной зоны пласта от
продуктов реакции: присутствие поверхностно-активных веществ
снижает поверхностное натяжение как активной, так и отреагиро
вавшей кислоты на границе с нефтью, а наличие сжатого воздуха
в отреагировавшем растворе, расширяющегося во много раз при ос
воении скважин (при снижении забойного давления), улучшает ус
ловия и качество освоения.

Поверхностное оборудование для закачки в скважину кислотных пен состоит из кислотного агрегата, передвижного компрессора и смесителя-аэратора. Схема обвязки оборудования представлена на рис. 156, а конструкция аэратора на рис. 157.

В аэраторе происходят перемешивание раствора кислоты с воздухом и образование пены.

Степень аэрации, или объем воздуха в м 3 на 1 м 3 кислотного раствора, обычно принимается в пределах 15—25.

; 2

При пенокислотных обработках применяют следующие ПАВ: сульфонол, ДС-РАС, ОП-10, ОП-7, катапин А, дисольван и др. Оптимальные по замедлению реакции добавки ПАВ к раствору кислоты составляют от 0,1 до 0,5% от объема раствора.

Рис. 157. Аэратор.

1 — гайка под трубы; 2 — переводник; 8 — корпус; 4 — труба для воздуха; 5 — центратор; 6 — фланец с прокладкой; 7 — труба для кислотного раствора.

Техника и технология пенокислотной обработки

Механизм действия кислотных пен закл-ся в замедлении скорости нейтрализации кислоты карбонатной породой, приводящем к удлинению пути движения кислоты в активном состоянии. Кисл.пены также способствуют увеличению охвата пласта воздействием к-ты, т.к. имеют низкую плотность (300 – 800 кг/м3), повышенную вязкость и прочность.

Кислотн.пены медл-но растворяют карбонаты при t до 80°С (при Ратм) и при t до 50°С (при 0-12 МПа).

Максимальное значение глубины проникновения активной кислоты в поры пласта достигается при степени аэрации, равной единице в пластовых условиях (степень аэрации – количество воздуха или газа в м3 на 1 м3 раствора кислоты с ПАВ).

Обычно пенокислотные обработки проводятся после неоднократных простых кислотных обработок, когда их эффективность резко снижается или даже отсутствует.

Если вам нужна помощь в написании работы, то рекомендуем обратиться к профессионалам. Более 70 000 авторов готовы помочь вам прямо сейчас. Бесплатные корректировки и доработки. Узнайте стоимость своей работы.

Перед пенокислотной обработкой скважины промывают для очистки забоя.

Технологический процесс пенокислотной обработки состоит из следующих операций:

-обвязка наземного оборудования;

-выдерживание скважины на реакции пенокислоты с породой в течение 12 ч,

-спуск плунжера и конуса и пуск скважины в эксплуатацию.

Примерная схема обвязки оборудования при пенокислотной обработке:

МАТЕРИКОВАЯ ДОБЫЧА НЕФТИ

Пеной называется двухфазная система, состоящая из раствора поверхностно-активного вещества и газа (воздуха). В нефтепромысловой практике для вызова притока и освоения скважины используются пены на основе водного раствора ПАВ (например, сульфанола) и воздуха (газа). Основной особенностью пены является возможность регулирования в широких пределах ее плотности.

Принципиально возможно получение пены по двум технологиям:

Приготовление пены на поверхности - затем ее закачивают в скважину (широко применяется в настоящее время).
Приготовление пены в скважине - закачивают в скважину раздельно растворы ПАВ и газ.

Для приготовления пены на поверхности используется специальное устройство, называемое аэратором, на вход которого подают растворы ПАВ и газ, а на выходе получают пену.

Сущность способа двухфазных пен

Применение пен обусловлено низким пластовым давлением, что в случае замены раствора на воду может привести к ее поглощению. Известно, что двухфазные пены в условиях скважины могут иметь малую плотность. Такие пены обычно используют в качестве промывочного агрегата при разбуривании поглощающих горизонтов, вскрытии продуктивных пластов. Установлено, что использование пены пригодно для выноса воды из скважины, удаления закупоривающих материалов из пласта. В то же время пена может быть легко разрушена на поверхности.

Метод освоения скважины с применением двухфазных пен является очень эффективным вследствие лучшей очистки зафильтровой зоны от продуктов кольматации, шлама, а также продуктов реакции кислоты с породой.

Пены состоят из жидкости, воздуха (газа) и пенообразователя. Жидкость, используемая для образования двухфазной пены, не должна допускать набухания глинистых частиц в призабойной зоне, поэтому для указанных целей необходимо применять пластовую воду, предварительно проверенную на образцах породы коллектора.

В качестве пенообразователя применяют различные ПАВ :

Технологическая схема вызова притока из пласта при применении двухфазной пены включает следующие операции:

Спускают НКТ до глубины на 2 - 3 м выше нижних перфорационных отверстий.
Обвязывают устье скважины с наземным цементировочным агрегатом и компрессором через аэратор.
Нагнетают пену в затрубное пространство между эксплуатационной колонной и НКТ для замены всего столба жидкости в скважине.
Первичную порцию пены получают при малых степенях аэрации (10 - 20 м 3 /м 3 т.е. 10 - 20 м 3 воздуха на 1 м 3 водного раствора ПАВ ), чтобы разность между плотностью жидкости в НКТ и пены в затрубном пространстве была минимальной.
Постепенно повышают степень аэрации, что вызывает постепенное уменьшение давления на забое скважины (при степени аэрации 150 - 160 м 3 /м 3 среднюю плотность пены доводят до 100-120 кг/м 3 ).
После достижения забойного давления 4 - 5 МПа необходимо прекратить циркуляцию пены на 2 - 3 ч для определения возможного притока из пласта.
Если притока нет, то циркуляцию пены восстанавливают, продавливают ее в пласт в количестве 5-10 м 3 с выдержкой в пласте в течение 3 - 4 ч, после чего восстанавливается циркуляция при максимальных степенях аэрации.
Получив приток, обеспечивают очистку скважины от шлама и исследуют ее на приток.

Расчет способа двухфазных пен

называется отношение объемного расхода газа при стандартных условиях V_г.ст к объемному расходу жидкости (раствора ПАВ ) Q_ж:

Объемное расходное газосодержание β_г характеризуется отношением объемного расхода газа V_г к объемному расходу смеси (V_г + Q_ж):

Выразим V_г через другие известные параметры:

После подстановки получим окончательное выражение для объёмного расходного газосодержания:

Введем понятие истинного газосодержания φ_г как отношение объема газа к объему жидкости. Взаимосвязь истинного газосодержания с объемным расходным газосодержанием запишем в виде:

где знак «+» используется при нисходящем потоке пены, а знак «» - при восходящем потоке.

Плотность образующейся пены определяется из соотношения:

Плотность газа можно выразить через плотность газа при стандартных условиях следующим образом:

После подстановки полуим выражение для определения плотности образующейся пены в окончательном виде:

Основным рассчитываемым параметром при закачке пены является давление закачки Р_з. Для этого предварительно необходимо рассчитать:

Объемный расход пены определится из соотношения:

Давление при прямой закачке рассчитывается так:

Давление при обратной закачке опрежедится следующим образом:

Сущность способа вызова притока пенами с использованием эжекторов

Данную технологию применяют при вызове притока в разведывательных и эксплуатационных скважинах, пластовое давление которых равно гидростатическому или меньше него. Суть технологии вызова притока из пласта пенами с использованием эжекторов заключается в приготовлении двухфазных пен, замене ими воды, за счет чего создается необходимая величина депрессии.

Применение эжектора для приготовления пен позволяет использовать компрессоры пневматической системы буровых установок как источник сжатого воздуха. Можно использовать и передвижные компрессоры высокого давления. Основные факторы, обеспечивающие условия взрывобезопасности при освоении скважин с помощью этого технологического процесса по сравнению с технологией освоения скважин путем вытеснения жидкости сжатым воздухом, следующие:

уменьшение вероятности внутрискважинного горения вследствие использования в качестве рабочего агента пены;
использование сжатого воздуха низкого давления.

Для освоения скважины необходимо следующее оборудование (устье скважины оборудуют согласно проекту на ее сооружение):

передвижной компрессор (УКП-80, КПУ 16/100 и др.) или компрессоры пневматической системы буровой установки (КТ-6, КТ-7, КСЕ-5М);
цементировочный агрегат ЦА-320М с диаметром цилиндровых втулок не более 115 мм;
дополнительный цементировочный агрегат ЦА-320М для подачи воды (в отсутствие действующего водонапорного водопровода);
в зимний период в отсутствие котельной установки - промысловая паровая передвижная установка ППУА-1200/100;
манометр показывающий класса 2,5 с границей измерения до 40 МПа по ГОСТ 2405-80;
эжектор жидкостно-газовый ЭЖГ-1;
в случае использования передвижных компрессоров эжектор должен быть укомплектован насадкой с диаметром выходного отверстия 5,6 мм, камерой смешения с диаметром цилиндрической части 10 мм (расстояние между ними 10 мм).

Для приготовления пенообразующих жидкостей необходимо использовать следующие материалы:

техническую воду;
поверхностно-активные вещества - сульфонол по ТУ 6-01-862 - 73; ОП-7; ОП-10 по ГОСТ 8433 - 81 и др.

Перед проведением процесса вызова притока следует спустить в скважину лифтовую колонну на глубину, при которой ее башмак размещается на 5-10 м выше интервала перфорации.

Перед началом процесса вызова притока устье скважины оборудуют трубопроводами и арматурой таким образом, чтобы обеспечить возможность закачивания пены в межтрубное пространство и одновременно выброс жидкости из трубного пространства скважины, а также возможность совершения самоизлива пены из межтрубного и трубного пространства одновременно.

Требования к оборудованию и процессу при использовании эжекторов

Обвязку эжектора следует выполнить таким образом, чтобы его боковой патрубок с обратным клапаном был направлен вертикально вниз.

При использовании компрессоров буровой установки сжатый воздух следует подводить к эжектору по резиновому шлангу с внутренним диаметром не менее 25 мм или на быстроразборном трубопроводе с НКТ .

При кустовом бурении подвод воздушной линии от действующей буровой к группе осваиваемых скважин целесообразно осуществлять заранее в период их обвязывания с коллектором. Конец воздухопровода следует подвести к центру группы скважин и оборудовать его запорным вентилем.

Параметры вызова притока из пласта пенами с использованием эжекторов выбирают исходя из необходимости создания требуемого снижения забойного давления (депрессии) и имеющегося компрессорного оборудования.

При использовании в качестве источника сжатого газа передвижных компрессоров в зависимости от значения рз может быть выполнен полный цикл закачивания пены с выходом ее на устье через трубное пространство с последующим самоизливом или частичный цикл с последующим самоизливом. В последнем случае пена закачивается на необходимую глубину в межтрубное пространство, не доходя до башмака колонны НКТ .

В обоих случаях процесс закачивания пены выполняется при постоянной степени аэрации, чтобы обеспечить заранее определенное начальное значение давления пенообразующей жидкости, подаваемой в эжектор.

При использовании в качестве источника сжатого воздуха компрессоров буровой установки в зависимости от значения забойного давления может быть выполнен полный или частичный цикл закачивания пены в скважину с последующим самоизливом, а также два цикла закачивания пены с самоизливом после каждого из них. В этом случае пена подается в скважину при изменяющейся степени ее аэрации, а заданный режим работы эжектора обеспечивается созданием полного начального значения давления ПАВ .

Схема обвязки наземного оборудования и устья скважины

Пневматическим способом опрессовывается выкидной воздухопровод на максимальное рабочее давление компрессора, после чего открываются задвижки 15, 6, 7 и закрываются задвижки 8, 5, 13.

С помощью насоса цементировочного агрегата пенообразующая жидкость подается в эжектор. После этого подается воздух в эжектор от компрессора. При использовании компрессоров буровой установки давление воздуха на входе в эжектор должно находиться в пределах от 0,7 до 0,8 МПа. При использовании передвижных компрессоров давление воздуха на входе в эжектор устанавливается произвольно в пределах от 1-2 МПа в начале процесса закачивания пены в скважину и до 2 - 6 МПа в конце процесса. Указанные значения давлений воздуха определяются давлением закачивания жидкости и типами компрессоров.

После заполнения скважины пеной в рассчитываемом объеме, промывки скважины пеной (или при закачке пены в межтрубное пространство при частичном цикле) следует закрыть задвижку 15, открыть задвижку 8 и выполнить на протяжении не менее 1,5 ч самоизлив пены по трубопроводу 10 в накопительную емкость 11.

При наличии притока нефти или газа из трубного пространства закрывается задвижка 6, и после вытеснения пены из межтрубного пространства закрывается задвижка 8, отсоединяется трубопровод 10, устанавливается на место его подключения к устью скважины заглушка 9, и открываются задвижки 6, 7, 13, направляя продукцию скважины в коллектор. В случае применения передвижного компрессора в отсутствие притока нефти или газа после самоизлива пены на протяжении 1,5 ч необходимо продолжить ее самоизлив до его окончания.

В случае применения компрессоров буровой установки в отсутствие притока нефти и газа после выполнения первого цикла закачивания пены и ее самоизлива в течение 1,5 ч необходимо совершить второй цикл закачки и самоизлив пены до его окончания.

Если приток не получен, то скважину оставляют с открытыми задвижками на трубном и межтрубном пространствах в ожидании притока в течение 36 ч.

Если повторные промывки пеной не дают результата, то следует применить другие методы искусственного воздействия на призабойную зону для интенсификации притока.

Требования безопасности при использовании эжекторов

Необходимо строго выполнять правила безопасного проведения работ.

Вызов притока из скважины следует проводить по плану, утвержденному главным инженером и главным геологом управления буровых работ. Работники и инженеры должны быть обучены правилам проведения работ при освоении скважин. Каждая смена производственного персонала должна быть проинструктирована о мерах безопасности при выполнении каждой конкретной операции.

При размещении в зоне скважины техники необходимо учитывать и направление ветра.

Расстояние между объектами должно быть следующим:

от передвижной техники до устья скважины и приемной емкости - не менее 25 м;
от компрессора до других агрегатов - не менее 10 м;
от культбудки до устья скважины - не менее расстояния, равного высоте вышки плюс 10 м.

Запрещается работа с эжектором без обратного клапана или с негерметичным обратным клапаном на боковом патрубке для подачи воздуха. При отрицательных температурах следует применять подогретую пенообразующую жидкость. Воздухопровод после сборки страхуется стальным тросом диаметром не менее 5 мм. Трос прикрепляют к воздухопроводу хомутами, размещенными на расстоянии 200 мм от его соединения. Концы троса крепят к стационарным якорям.

При опрессовке обвязки все люди должны быть удалены из опасной зоны.

Во время всего процесса вызова притока на расстоянии не менее 25 м от устья скважины и от накопительной емкости запрещаются проведение работ, не связанных с процессом освоения скважины, пользование открытым огнем, пребывание посторонних людей, наличие техники, не оборудованной искрогасителями на выхлопных трубах.

Не допускается попадание пены в источники питьевой воды.

В периоды самоизлива пены и ожидания притока запрещается оставлять скважину закрытой, чтобы не создать условия для образования сжатой взрывоопасной смеси при разрушении пены.

Наземное оборудование скважины. ФА (типы). Обвязка устья газовых и газоконденсатных 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.

Фонтанная арматура состоит из трубной обвязки и фонтанной елки.

Трубная обвязка – часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на колонную обвязку; предназначена для обвязывания одного или двух скважинных трубопроводов, контроля и управления потоком скважинной среды в затрубном (межтрубном) пространстве.

Скважинный трубопровод своим верхним концом закрепляется либо в катушке-трубодержателе, устанавливаемой на трубную головку, либо в муфте-трубодержателе, устанавливаемой в корпусе трубной головки.

Фонтанная елка – часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на трубную обвязку; предназначена для контроля и регулирования потока скважинной среды в скважинном трубопроводе и направления его в промысловый трубопровод.

Конструкция устьевой фонтанной арматуры обеспечивает полную герметичность по отношению к окружающей среде.

Колонная головка соединяет верхние концы кондуктора и эксплуатационной колонны, герметизирует межтрубное пространство, служит опорой трубной головки с фонтанной елкой. Устьевая колонная обвязка предназначена для обвязывания двух и более колонн, контроля давления в межколонном пространстве и проведения ряда технологических операций.

В процессе бурения на устьевую колонную обвязку устанавливается превенторный блок, а в процессе освоения и эксплуатации скважин – фонтанная или нагнетательная арматура.

Пример условного обозначения устьевой колонной обвязки для обвязывания трех обсадных колонн диаметром 168, 245 и 324 мм на рабочее давление 35 МПа (350 кгс/см2), для среды нефти, газа, газоконденсата и глинистого раствора с содержанием Н2S и СО2 до 6% по объему каждого для умеренного макроклиматического района: ОКК2-35-168х245х324К2.

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.

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. 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.

Задвижка типа ЗМ - 65х21 с ручным приводом.

Задвижка ЗМ - 65х21 (рис.3.) состоит из следующих составных частей: корпуса, шлицевой гайки, шпинделя, крышки подшипников, ходовой гайки, маховика, упорных шарикоподшипников, сальникового узла, шибера, седел, тарельчатых пружин и нагнетательного клапана.

Принцип работы задвижки состоит в том, что при вращении маховика возвратно-поступательное движение через шпиндель передается однопластинчатому шиберу, который открывает или закрывает проходное отверстие задвижки. Во избежание эрозионного и коррозионного износа не допускается работа задвижки в полуоткрытом положении затвора.

Поможем написать любую работу на аналогичную тему

Наземное оборудование скважины. ФА (типы). Обвязка устья газовых и газоконденсатных скважин.

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Пенокислотные обработки применяют при больших мощностях пласта или низких пластовых давлениях. Сущность этого вида обработки заключается в том, что в призабойную зону скважины вводят аэрированный раствор ПАВ в виде пены. [2]

Пенокислотные обработки были-включены в прощамму испытаний на основании положительных результатов в нефтяных скважинах. [3]

Пенокислотные обработки , проведенные по описанным технологиям, характеризуются успешностью по добывающим скважинам 71 %, а по нагнетательным скважинам 52 %; удельным приростом добычи нефти 9 8 тыс. т на одну добывающую скважину и закачки воды 18 9 тыс. м3 на одну нагнетательную скважину. [4]

Пенокислотные обработки проводились в условиях, когда пластовое давление, как правило, превышает гидростатическое давление столба жидкости на забое скважины. В связи с этим образование пены производится с использованием эжектора, изготовленного в промысловых условиях со следующими характеристиками: диаметр камеры смешения dKC 8 мм и диаметр сопла dc 4 мм. [5]

Пенокислотная обработка позволяет увеличить глубину проникновения активной кислоты в пласт, так как замедляется растворение карбонатного материала в кислотной пене. [6]

Пенокислотная обработка предназначена для углубления обработки кислотой и расширения профиля проницаемости во время нагнетания в пласт по сравнению с обычной КО. В результате увеличивается толщина пласта, который продуцирует нефть, возрастает эффективность процесса. [7]

Пенокислотные обработки применяют для воздействия на продуктивные пласты, сложенные карбонатными породами, также на песчаники с высоким содержанием карбонатного цемента. [8]

Обычно пенокислотные обработки проводятся после неоднократных простых кислотных обработок, когда их эффективность резко снижается или даже отсутствует. [9]

Пенокислотная обработка нефтяных и газовых скважин позволяет за счет улучшения фильтрационной характеристики призабойной зоны пласта увеличить текущий дебит скважин в 2 - 3 раза. [11]

Пенокислотную обработку проводят только на скважинах, продуктивные пласты которых представлены карбонатными коллекторами. [12]

Для пенокислотной обработки используют кислотный агрегат, передвижной компрессор ( или воздух из ГВРБ) и аэратор. [14]

Проведение пенокислотной обработки с предварительной закачкой высоковязкой нефтекислотной эмульсии дало дополнительно 930 т нефти. [15]

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Схема обвязки устья при бурении с пеной скважин глубиной до 150 м приведена на рис. 3.2. Сжатый воздух от компрессора подается в пеногенератор и дозатор, заполненный раствором ПАВ. Герметически закрытый дозатор объемом до 1 м3 снабжен заливной горловиной и предохранительным клапаном. Часть полости дозатора, не заполненная раствором ПАВ, соединена с воздушной магистралью вентилем. Раствор ПАВ подается в пеногенератор через вентиль и далее в скважину. Обратные клапаны препятствуют поступлению пены и раствора ПАВ в воздушную магистраль и компрессор. В обвязку, кроме того, включены: расходомеры ( воздуха и раствора ПАВ), манометры и измеритель газожидкостного отношения в пене с регистрирующей системой. Для разрушения пены использован циклон с пылеулавливающим устройством. Раствор ПАВ, освобожденный от воздуха, собирается в отстойнике, из которого насосом может быть вновь закачан в дозатор. [1]

Ознакомьтесь со схемами обвязки устья скватан. [2]

Работниками объединения Ставропольнефтегаз разработана схема обвязки устья для испытания скважины. [3]

На рис. III.3 приведена схема обвязки устья при испытании скважины испытателем пластов. Плашки превентора соответствуют трубе, установленной в устьевой части бурильной колонны. До начала распакеровки плашки превентора и задвижки проверяют на закрытие и открытие, В период испытания все задвижки на выкидных линиях открыты, кроме первых от фланцев крестовины. [5]

На рис. 8 показана схема обвязки устья нагнетательной скважины при спущенных насосно-компрессорных трубах. [7]

На рис. 50 показана схема обвязки устья нагнетательной скважины при спущенных насосно-компрессорных трубах. [8]

На рис. 11.39 показана схема обвязки устья глубокой скважины двумя плашечными ОП2Г - 230Х500 и одним универсальным ПУГ-230Х500 превенто-рами. [10]

В буровых организациях страны схемы обвязки устья различны при испытании пластоиспытателем на трубах. В связи с этим целесообрано рассмотреть отдельные схемы обвязки устья и расположение оборудования. [12]

В разделе Противовыбросовое оборудование и обвязка устья следует указать проти-вовыбросовое оборудовлнне, устанавливаемое на промежуточных и эксплуатационных колоннах, оборудование устья, фонтанную арматуру и схему обвязки устья при бурении. [13]

При освоении скважин глубиной 1000 - 1500 м используют фонтанную арматуру с проходным отверстием 50 мм - 1АФТ50, 2АФТ50 и др., На рис. IV.10 приведены схема обвязки устья фонтанной арматурой 2АФТ50 и расположение наземного оборудования при освоении и исследовании скважин в Пятигорской геологопоисковой экспедиции объединения Ставропольнефтегаз. На устье установлена фонтанная арматура тройникового типа на 12 5 МПа. Верхняя струна направлена к газоотделителю и на факел, а нижняя струна - только на факел. От газоотделителя жидкость поступает в замерную емкость, а газ после замера при помощи прувера - на факел. В верхней струне предусмотрены штуцерная камера, породосборник, манометр и карман под термометр. Газоотделитель устанавливают на расстоянии 50 м от фонтанной арматуры. [15]

Читайте также: