Оборудование для эксплуатации фонтанных скважин

Оборудование скважин, в том числе и эксплуатируемых фонтанным способом, должно обеспечивать отбор пластовой продукции в задаваемом режиме, а также возможность выполнения необходимых технологических операций при исследовании и ремонте с учетом безопасности и мер по защите окружающей среды. Данные задачи формируют к оборудованию скважин требования по надежной герметизации скважины, находящейся, как правило, под давлением, по разобщению межтрубного пространства, по транспортировке пластовой продукции в сборные пункты и т. д.

Скважины после окончания периода фонтанирования могут переводиться на газлифтный способ эксплуатации без замены основного оборудования.

Для эксплуатации скважин газлифтным способом в настоящее время применяются следующие типы газлифтного оборудования:

  • — установки типа «Л» — для эксплуатации вертикальных скважин;
  • — установки типа «ЛН» — для эксплуатации наклонно-направленных скважин, у которых угол отклонения оси от вертикали не превышает 35°;
  • — установки типа «ЛП» для периодического действия с отсечкой нагнетаемого газа на устье скважины.

Основные параметры некоторых газлифтных установок приведены в табл. 4.1 [9].

Оборудование скважин подразделяется на подземное (скважинное) и устьевое (поверхностное), которое и будет рассмотрено ниже.

Подземное оборудование фонтанных и газлифтных скважин

Геологические условия залегания нефтяных и газовых скважин характеризуются глубиной залегания продуктивных пластов, различной устойчивостью горных пород, пластовым давлением, температурой и т. д. В зависимости от этих условий применяют различные конструкции скважин и оборудования. В благоприятных условиях может применяться одноколонная конструкция, при которой эксплуатационная (обсадная) колонна спускается до продуктивного горизонта. При сложных условиях бурения (или по ряду других причин) применяют более сложные многоколонные конструкции.

Таблица 4.1

Параметры

Марка установки

Л-60А- Л-60А- 210/145 210/140

Л-73А-

210/118

Л-73А-

210/145

Диаметр экспл. колонны, мм (ГОСТ 632—80)

168

146

168

Диаметр колонны НКТ, мм (ГОСТ 633—80)

60

73

Максимальный отбор жидкости, м3/сут

100—120

250—300

Рабочее давление, МПа

21

Удельный расход рабочего агента, м3

50—150

Максимальная глубина спуска скважинного оборудования, м

2500

3000

Температура рабочей среды, °С (не более)

20

Типовую компоновку оборудования фонтанной скважины можно представить на следующем примере скважины (рис. 4.1 [9]).

Основные элементы скважинного оборудования фонтанной скважины предназначены для выполнения следующих функций:

  • — колонна НКТ предназначена для предохранения обсадной колонны от абразивного износа и создания потока пластовой продукции;
  • — пакер (разобщитель) предназначен для разъединения ПЗП и затрубного пространства с целью предохранения обсадной колонны от абразивного износа, от давления, температуры и агрессивных компонентов (H2S, С02 и т. д.), входящих в состав пластовой продукции;
  • — ниппели посадочные — элементы конструкции колонны, предназначенные для установки и фиксации в колонне скважинных клапанов и аппаратов, спускаемых в скважину с помощью канатной техники. Ниппели спускают в скважину обычно на НКТ;
  • — разъединитель колонны — для отсоединения колонны НКТ от скважинного оборудования, оставляемого в скважине. Разъединение и соединение осуществляют с помощью специального инструмента, спускаемого на канатной технике. Наличие разъединителя колонн в составе скважинного оборудования обеспечивает возможность ремонта скважин под давлением, возможность замены элементов НКТ и выполнения ремонтно-профилактических работ без глушения скважины;
Компоновка подземного оборудования (комплекс КПГ) газовой скважины

Рис. 4.1. Компоновка подземного оборудования (комплекс КПГ) газовой скважины:

  • 1 — фонтанная арматура; 2 — ниппель для опрессовочного клапана;
  • 3 — телескопическое соединение; 4 — ингибиторный клапан;
  • 5 — циркуляционный гидравлический клапан; 6 — механический циркуляционный клапан; 7 — разъединитель колонны; 8 — пакер;
  • 9 — ниппель клапана-отсекателя; 10 — клапан-отсекатель с замком;
  • 11 — ниппель приемного клапана; 12 — приемный клапан

— гидравлический и механический циркуляционные клапаны обеспечивают временное сообщение полости НКТ с затрубным пространством, т. е. обеспечивают прямую или обратную циркуляцию, при выполнении различных технологических операций: промывке забоя, освоении скважины, быстром глушении в аварийных ситуациях и т. д.

Гидравлический циркуляционный клапан управляется давлением жидкости, а механические управляются инструментами канатной техники. Существуют гидромеханические циркуляционные клапаны, управляемые действием механических или гидравлических яссов;

  • — ингибиторный клапан — для временного сообщения полости НКТ с затрубным пространством при подаче в затрубное пространство ингибиторов коррозии или гидратообразования. Ингибиторные клапаны спускаются на колонне НКТ, а открытие их осуществляется давлением жидкости;
  • — телескопическое соединение вводится в состав колонны для компенсации температурных изменений длины колонны подъемных труб в скважине и для снятия натяжения колонны, возникающего при посадке колонны на пакер;
  • — приемный (башмачный) клапан служит для перекрытия внутренней полости колонны путем создания в ней давления, превышающего пластовое давление, например при посадке пакера и др. операциях;
  • — клапан-отсекатель предназначен для автоматического перекрытия полости НКТ, т. е. отсекания потока пластовой продукции при частичном (или полном) разрушении устьевого оборудования, при нарушении герметичности эксплуатационной колонны (при наличии пакера над ПЗП). Клапан-отсекатель устанавливают на ниппель в колонне НКТ выше продуктивного пласта (так же как и пакер). Существуют клапаны-отсекатели, спускаемые на канатной технике в посадочные ниппели и фиксируемые с помощью замков. Извлекают замки также с помощью канатной техники.

Клапаны-отсекатели предотвращают открытое фонтанирование скважин в случае аварии или пожара. Оборудование для предотвращения открытого фонтанирования скважин называется комплексом управления скважинными клапанами-отсекателями КУСА и КУСА-Э. Данный комплекс включает помимо скважинного оборудования и станцию управления, которая имеет два исполнения, т. е. с пневмоприводом и с электроприводом (КУСА-Э). Конструкции скважинных клапанов, разъединителей, телескопических соединений и т. п. подробно описаны в [9], а комплексы типа КУСА в [22].

Комплексы оборудования типа КУСА для фонтанных скважин имеют следующие обозначения: КУСА-89-350-140; КУСА-89-350-Э; КУСА-73-500-Э и т. д. В этих обозначениях цифра 89 или 73 — это величина диаметра НКТ (фонтанной трубы), мм, по ГОСТ 633—80. Цифра 350 или 500 означает величину рабочего давления, кг/см2; цифра 140 — диаметр пакера, мм, применяемого в составе комплекса.

В настоящее время оборудование типа КУСА для управления кла- панами-отсекателями изготавливается следующих типов:

  • 1) для НКТ с диаметром 89 мм:
    • — на рабочее давление Рраб = 35 МПа; для пакеров с диаметрами 136, 140, 145 мм.
  • 2) для НКТ с диаметром 73 мм:
    • — на рабочее давление Рраб = 50 МПа; для пакеров с диаметрами 118, 122 мм.

Наибольшая глубина спуска указанного скважинного оборудования составляет не более 3500 м. Глубина установки клапана-отсека- теля составляет не более 200 м от дневной поверхности.

Размеры элементов, (клапанов-отсекателей; ниппелей; циркуляционных клапанов и т. д.), входящих в состав комплексов, зависят от диаметра НКТ и приведены в [9].

Для подъема пластовой продукции за счет энергии закачиваемого сжатого газа применяют различные системы подъемников, отличающихся числом рядов спускаемых в скважину подъемных труб (НКТ). По числу этих рядов подъемники делятся на однорядные, двухрядные и т. д. При использовании двухрядного подъемника нагнетаемый газ поступает по пространству между колоннами труб, а пластовая продукция поднимается по внутренним трубам. Наружные трубы называют нагнетательными, а внутренние — подъемными.

Схема расположения подземного оборудования газлифтной скважины приведена на рис. 4.2 [8].

Основные элементы скважинного оборудования газлифтной скважины аналогичны описанным выше по рис. 4.1, кроме наличия в подъемных трубах карманов, т. е. эксцентрично расположенных на наружной поверхности камер для размещения в них газлифтных клапанов. Эти клапаны предназначены для автоматического сообщения (или прекращения сообщения) между внутренней полостью подъемных труб и затрубным пространством, в котором находится закачиваемый в скважину газ, имеют разнообразную конструкцию и классифицируются следующим образом:

— по назначению, т. е. пусковые и рабочие. Пусковые предназначены для снижения давления при пуске газлифтной скважины за счет последовательной аэрации жидкости, находящейся в полости подъемных труб. Пусковые клапаны остаются закрытыми после пуска скважины в работу, т. е. при установившемся режиме ее работы, и закачиваемый газ при этом режиме вводится через рабочие клапаны;

Скважинное оборудование газлифтной скважины (установка типа Л)

Рис. 4.2. Скважинное оборудование газлифтной скважины (установка типа Л):

а — управление клапанами-отсекателями с помощью пневмопривода; б — управление клапанами-отсекателями с помощью электропривода;

  • 1 — станция управления; 2 — воздухопровод; 3 — распределительная гребенка; 4 — температурный предохранительный клапан;
  • 5 — распределитель; 6 — электроконтактный манометр; 7 — уплотнительный узел; 8 — ниппель посадочный; 9 — клапан-отсекатель;
  • 10] 12 и 13 — циркуляционные клапаны; 11 — телескопическое соединение; 14 — ингибиторный клапан; 15 — камера для клапанов; 16 — разъединитель; 17 — пакер; 18 — ниппель; 19 — приемный клапан
  • — по принципу управления, т. е. они могут управляться давлением нагнетаемого газа или давлением ГЖС, находящейся в колонне НКТ, или перепадом давления в НКТ и в затрубном пространстве;
  • — по способу размещения в колонне НКТ, т. е. расположены эксцентрично или по центру колонны;
  • — по типу чувствительных элементов в клапане, т. е. применен сильфон или пружина и т. д., настроенных на определенное усилие;
  • — по способу установки клапана, т. е. клапаны съемные или стационарные. У стационарного клапана обычно корпус выполняет роль переводника в колонне НКТ, а съемные устанавливаются и снимаются посредством канатной техники.

Конструкции газлифтных установок и клапанов и их характеристики подробно описаны в [22].

 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ   ОРИГИНАЛ     След >