Студопедия

Главная страница Случайная страница

Разделы сайта

АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника






Обладнання для експлуатації газових і газоконденсатних свердловин. Призначення та класифікація установок за виконуваними функціями. технічні показники






 

Обладнання газових свердловин уключає обладнання вибою, стовбура і гирла.

Конструкція вибою газових свердловин (рисунок 1.4.1) визначається літологічними й фізичними властивостями продуктивних пластів, неоднорідністю колекторських властивостей порід по розрізу, наявністю газоносних, нафтоносних і водоносних пластів у продуктивному розрізі, розміщенням свердловин на структурі й площі газоносності та їх призначенням (видобувні, нагнітальні, спостережні).

 

Рисунок 1.4.1 – Обладнання вибою газової свердловини:

1 – експлуатаційний пакер; 2 – циркуляційний клапан; 3 – ніпель; 4 – забійний клапан-відсікач; 5 – розділювач НКТ; 6 – інгібіторний клапан; 7 – аварійний зрізний клапан; 8 – НКТ; 9 – рідкий інгібітор корозії; 10 – хвостовик

 

За відсутності у продуктивному розрізі нафто- й водонасичених пропластків у зцементованих породах застосовують відкриту (необсаджену) конструкцію вибою, яка є найбільш досконалою з точки зору сполучення пласта зі свердловиною. Для поліпшення виносу з вибою свердловини твердих частинок і рідини у необсаджену частину стовбура може спускатися хвостовик. Однак відкрита конструкція вибою утруднює вибіркову дію на окремі пласти. У випадку слабозцементованих порід вибій свердловини обладнують різного роду фільтрами (сітчастими, керамічними, металокерамічними, гравійними, гравійно-тканинними, полімерними, склопластиковими та ін.) або сипкі породи у привибійній зоні закріплюють в'яжучими речовинами (цементним розчином, цементно-піщаними сумішами, епоксидними, фенолформальдегідними, карбамідними смолами, смолами з фенолоспирту тощо). Фільтр може бути природним продовженням експлуатаційної колони або спускатися в середину її на насосно-компресорних трубах у вигляді хвостовика, виготовлятися на поверхні чи безпосередньо в свердловині, наприклад, гравійний спирт, шляхом намиву зерен гравію в кільцевий простір між трубним фільтром і стінками свердловини.

При різкій неоднорідності продуктивних відкладів, наявності в продуктивному розрізі свердловини газоносних порід із різним складом газу або чергуванні газоносних, нафтоносних та водоносних пластів, які розділені глинистими пропластками, газонафтонасичені породи розкривають у процесі буріння свердловини на всю товщину, спускають експлуатаційну колону, цементують її і потім перфорують у зоні розміщення газоносних пластів. Для сполучення пластів зі свердловиною застосовують кульову, торпедну, кумулятивну й гідропіскоструминну перфорації. Найбільш поширена на практиці кумулятивна перфорація, яка дає змогу за один спуск перфоратора досягти оптимальної щільності отворів (10-20 отв/м) у значному інтервалі (до 50 м) і характеризується більшою довжиною каналів (до 400 мм) порівняно з кульовою та торпедною перфораціями. Високоефективним типом перфорації є щілина, при якій можна створювати канали довжиною до 500 мм.

Основним елементом обладнання стовбура свердловини є колона насосно-компресорних (фонтанних, ліфтових, підйомних) труб. Вона служить для захисту експлуатаційної колони від корозії та ерозії, створення на вході труб необхідної швидкості руху газу для виносу на поверхню твердих частинок і рідини, які надходять із пласта, проведення одночасної роздільної експлуатації в одній свердловині двох горизонтів із застосуванням пакера, рівномірного вироблення газонасичених пластів великої товщини по всьому розкритому інтервалові, проведення обробки привибійної зони пласта, ремонтних робіт (глушіння) й освоєння свердловини, контролю за величиною тиску на вибої працюючої свердловини, за тиском нерухомого стовпа газу в затрубному просторі.

Глибина спуску колони ліфтових труб у свердловину залежить від фізико-літологічних і механічних властивостей гірських порід, товщини продуктивного розрізу (величини інтервалу перфорації) й наявності у продукції свердловини механічних частинок та рідини. Положення башмака колони ліфтових труб у свердловині повинне забезпечити найповніше вироблення продуктивних горизонтів у багатопластовому родовищі, обводнення знизу вверх окремих пачок колекторів у випадку водонапірного режиму, мінімізацію втрат тиску в зоні вибою свердловини при русі потоків газу вниз по затрубному простору й угору по обсадній колоні до башмака труб і мінімальну висоту піщано-глинистих та рідинних пробок на вибої свердловини.

За відсутності ускладнень у роботі свердловини і невеликій висоті продуктивного розрізу башмак ліфтових труб розміщують на відстані 1/3 товщини пласта від його підошви. У випадку значних розмірів інтервалу перфорації глибину спуску колони ліфтових труб рекомендується вибирати при умові рівності на вході в труби швидкостей потоків газу, які рухаються вниз по затрубному простору і угору по експлуатаційній колоні. У високопродуктивних свердловинах із метою зменшення втрат тиску в зоні вибою ліфтові труби можуть спускатися до покрівлі пласта з наступним допуском їх на більшу глибину. За наявності в продукції свердловини механічних частинок і рідини башмак колони ліфтових труб слід спускати на максимально можливу глибину, аж до нижніх отворів інтервалу перфорації, для попередження утворення на вибої піщано-глинистих та рідинних пробок.

Діаметр ліфтових труб вибирають з умов забезпечення мінімальних втрат тиску в стовбурі свердловини при заданих значеннях дебіту газу, одержання максимального дебіту газу – за відсутності ускладнень у роботі свердловини, а також за наявності в пластовій продукції механічних частинок і рідини – повного й безперервного виносу їх на поверхню.

У процесі розроблення родовища при зменшенні пластового тиску і відсутності надходження води й твердих домішок у свердловину, спущену колону ліфтових труб замінюють на колону більшого діаметра, а на завершальній стадії розроблення можлива експлуатація неглибоких свердловин безпосередньо по експлуатаційній колоні. У випадку обводнення свердловин проводять заміну ліфтових труб на труби меншого діаметра та спускають їх до нижніх отворів інтервалу перфорації. Діаметр колони ліфтових труб вибирають таким, щоб забезпечити повний і безперервний винос рідини з вибою при мінімальних втратах тиску в стовбурі свердловини. Необгрунтоване зменшення діаметра колони ліфтових труб може стати причиною передчасного зупинення свердловини внаслідок значного зростання гідравлічних утрат тиску.

Насосно-компресорні (ліфтові) труби виготовляють за ГОСТ 633-80 у двох виконаннях: А (довжиною 10 м) і В (довжиною від 5, 5 до 8, 5 та від 8, 5 до 10 м) чотирьох типів: із муфтами – гладкі, з висадженими назовні кінцями (тип В), гладкі високогерметичні (тип НКМ) і безмуфтові — з висадженими назовні кінцями (тип НКБ) умовним діаметром 27-114 м. Залежно від типу внутрішній діаметр ліфтових труб змінюється від 20, 7 до 100, 3 мм при товщині стінки 3-8 мм. Для виготовлення труб і муфт використовують сталі груп міцності Д, К, Е, А, М та Р із тимчасовим опором 6, 5–10, 19 МПа й межею текучості 3, 8-11, 6 МПа.

За ТУ 14-3-847-78 випускаються зварні довгомірні насосно-компресорні труби в бухтах довжиною від 800 до 1500 м умовним діаметром 33-73 мм. Внутрішній діаметр труб змінюється від 26, 5 до 65 мм при товщині стінки

2, 8-5 мм. Вони можуть використовуватися для виносу рідини з вибою обводнених газових свердловин, подачі на вибій робочих рідин при ремонтах і технологічних операціях на свердловинах, у ролі безмуфтової колони ліфтових труб, а також при виконанні інших робіт, які вимагають періодичного підіймання й спуску труб. При спуско-підіймальних операціях труби розмотують з барабана чи намотують на нього за допомогою спеціального агрегата з використанням превенторного пристрою, що дає змогу проводити технологічні операції без глушіння свердловини.

Для обладнання свердловин на родовищах із сірководневим газом використовують високогерметичні корозійностійкі насосно-компресорні труби НКТ-114 зі сталей марок 18Х1ГМФА, 18Х1ММФ групи міцності К умовним діаметром 114 мм при товщині стінки 7 мм на тиск до 50 МПа.

Стосовно умов експлуатації свердловин на родовищах Півночі з багаторічномерзлими породами ВНДІгаз розробив двостінні теплоізольовані насосно-компресорні труби моделі ЛТТ-168х73. Вони складаються із зовнішньої несучої труби і внутрішньої труби, між якими розміщена теплоізоляція.

Здебільшого газові свердловини експлуатують ліфтовими трубами. За відсутності ускладнень у роботі для збільшення відборів газу і зменшення втрат тиску в стовбурі свердловини можна експлуатувати по затрубному простору або по ліфтових трубах та затрубному простору одночасно. Спільний відбір газу по ліфтових трубах і затрубному простору проводять також на обводнених свердловинах, обладнаних пригирловими автоматичними системами типу " Ластівка". Систему застосовують на свердловинах, дебіт яких перевищує мінімально необхідний для виносу рідини. Вона дає змогу за рахунок перерозподілу потоків газу по ліфтових трубах і затрубному простору збільшити відбір газу із свердловини при одночасному забезпеченні безперервного чи періодичного виносу рідини по ліфтових трубах.

В умовах багаторічномерзлих порід, аномально високих пластових тисків і при вмісті в газі агресивних компонентів: сірководню, вуглекислого газу, кислот жирного ряду (мурашиної, пропіонової, щавлевої, масляної), які за наявності пластової мінералізованої чи конденсаційної води, високих тисків і температур викликають інтенсивну корозію газопромислового обладнання, свердловини експлуатують тільки по ліфтових трубах. При цьому затрубний простір ізолюється пакером, який установлюють на ліфтових трубах вище від покрівлі пласта, й заповнюється інгібітором корозії, нейтральною рідиною, наприклад, розчином хлористого кальцію при АВПТ (аварійно високих пластових тисках) або рідиною з низьким коефіцієнтом теплопровідності при розміщенні свердловин у районах багаторічномерзлих порід. В окремих випадках кільцевий простір між колоною ліфтових труб та експлуатаційною колоною після встановлення пакера рідиною не заповнюють. Експлуатацію свердловин по колоні ліфтових труб також проводять за наявності в продукції механічних частинок і рідини.

Для обладнання стовбура газових свердловин розроблені та серійно випускаються комплекси обладнання типів КПГ (комплекс підземний для газових свердловин), КСГ (комплекс свердловинний для газових свердловин) і КО (комплекс підземного обладнання для газових свердловин).

Комплекс типу КПГ призначений для видобутку газу з об'ємною часткою сірководню й вуглекислого газу до 6 %, комплекс КСГ – для експлуатації газових і газоконденсатних надглибоких свердловин із нормальним та аномальним пластовим тиском, комплекс КО – для експлуатації газових свердловин на північних родовищах з експлуатаційною колоною умовним діаметром 219 мм.

Комплекс КПГ випускається у двох виконаннях (корозійно-стійкому та нормальному), і до нього входить таке свердловинне обладнання:

– гідравлічний пакер типу ПД-ЯГ для відокремлення затрубного простору від пласта і внутрішньої порожнини колони ліфтових труб;

– роз'єднувач колони РК для з'єднання й роз'єднання колони ліфтових труб із пакером;

– циркуляційний механічний клапан КЦМ, який служить для сполучення трубного і затрубного просторів при освоєнні свердловини шляхом прямої чи зворотної промивки, а також може використовуватися для глушіння свердловини;

– циркуляційний гідравлічний клапан КЦГ для аварійного глушіння свердловини, коли операція глушіння неможлива через механічний клапан;

– інгібіторний клапан КІНГ для подачі інгібіторів різного призначення із затрубного простору у внутрішню порожнину колони ліфтових труб;

– телескопічне з'єднання СТ для компенсації видовжень колони ліфтових труб при зміні їх середньої температури, захисту труб від спірального згину, а пакера – від додаткового навантаження;

– клапан-відсікач КА для перекриття колони ліфтових труб при розгерметизації гирла або при відхиленні режиму роботи свердловини від заданих меж;

– зрівнювальний клапан КЗМ, який установлюється на клапані-відсікачі КА і служить для вирівнювання тиску над та під клапаном-відсікачем у випадку необхідності його підйому після закриття;

– зрізний клапан пакера або приймальний клапан, які використовуються для гідравлічної посадки пакера;

– ніпель для приймального клапана, ніпель для клапана-відсікача і ніпель для опресовувального клапана.

Клапан-відсікач КА встановлюється в посадковий ніпель інструментами канатної техніки і фіксується в ньому за допомогою замка. Він може розміщуватися в різних місцях колони ліфтових труб (нижче й вище від пакера, в тому числі біля гирла свердловини). Циркуляційні клапани КЦМ, КЦГ та інгібіторний клапан КІНГ установлюють на колоні ліфтових труб і виймають разом із нею. Інгібіторний клапан типу КШГС, який застосовують в окремих модифікаціях комплексу КПГ, установлюють в кишеню свердловинної камери і виймають з неї інструментами канатної техніки. Свердловинна камера спускається на колоні ліфтових труб.

У комплексі КСГ з метою зменшення тиску на колону ліфтових труб застосовують змінний дросель зі змінними насадками, який установлюють разом зі замком у посадковій канавці роз'єднувача колони типу РК.

Наземне обладнання газових свердловин уключає колонні головки (рис. 1.4.2), фонтанну арматуру, фланцеві котушки, маніфольди, запірні та регулюючі пристрої і пристрої для зміни засувок під тиском.

Колонні головки призначені для обв'язки між собою обсадних колон газових свердловин. Галузевим стандартом ОСТ 26-02-775-73 нормалізовано шість типових схем обв'язки обсадних колон, які відрізняються між собою типом колонних головок (однофланцеві, двофланцеві), їх кількістю (одна, дві, три) й наявністю чи відсутністю фланцевої котушки. Однофланцеві колонні головки нижньою частиною корпусу закріплюються на кондукторі, а на фланець верхньої частини корпусу підвішують і герметизують технічну чи експлуатаційну колони. Однофланцеві колонні головки випускають двох типів: із клиновою підвіскою обсадних труб (три–шість наборів клинів зі зубчастою насічкою) типу ОКК на робочий тиск 21, 35 і 70 МПа за ТУ 26-02-579-74 та ТУ 26-02-728-76 і з муфтовою підвіскою обсадних труб типу ОКМ на робочий тиск 14 МПа за ТУ 26-02-201-76.

 

 

Рисунок 1.4.2 – Схема колонної головки газової свердловини з шліпсовим кріпленням експлуатаційної колони:

1 – п’єдестал опори; 2 – п’єдестал для кріплення експлуатаційної колони; 3 – шліпси; 4 – кільця; 5 – відвідний патрубок; 6 – ущільнення; 8 – натискна гайка

 

Фонтанна арматура (рисунок 1.4.3) встановлюється на колонній головці та призначена для герметизації гирла, контролю і регулювання режиму роботи свердловин. Згідно з ГОСТ 13846-84 установлено шість типових схем фонтанних арматур: чотири — трійникові й дві — хрестові. Залежно від умов експлуатації свердловини фонтанна арматура може виготовлятись:

а) нормальною (температура робочого середовища від – 40 до + 120 °С);

б) корозійностійкою, в тому числі вуглекислотостійкою К1 (при об'ємному вмісті СО2 не більше ніж 6 %); сірководневостійкою К2 (при об'ємному вмісті СО2 і H2S, зокрема не більше ніж 6 %); сірководневостійкою КЗ (при об'ємному вмісті СО2 і H2S більше ніж 10 %, але не більше ніж 26 % кожного компоненту);

в) термостійкою Г (при температурі робочого середовища понад 120 °С);

г) холодостійкою ХЛ (при температурі навколишнього середовища нижче від –40°С).

Фонтанні арматури випускаються на робочі тиски 7, 14, 21, 35, 70 і 105 МПа з умовним діаметром стовбура 50, 52, 65, 80, 100 і 150 мм.

Основними елементами арматури є трубна головка та фонтанна ялинка. Трубна головка призначена для підвіски одного або декількох рядів ліфтових труб. У фонтанній арматурі, розрахованій на тиски 21 і 35 МПа, ліфтові труби підвішують на різьбі, а за вимогою замовника – на муфті. В арматурі на тиск 70 МПа з умовним діаметром стовбура 50мм застосовують тільки різьбову підвіску колони ліфтових труб, в інших типорозмірах — муфтову підвіску.

 

 

Рисунок 1.4.3 – Фонтанна арматура високодебітної газової свердловини:

1 – регулюючий дросель; 2 – автоматичний відсікач; 3 – стволова засувка; 4 – трубна головка

 

Ялинка фонтанної арматури трійникового типу може виконуватися одно- або двострунною, хрестового типу – двострунною.

Для перекриття потоку робочого середовища у фонтанних арматурах використовують прямоточні засувки ЗМС-1 з умовним діаметром прохідного отвору 65, 80, 100 та 150 мм на робочий тиск 21, 35 МПа і ЗМАД з умовним діаметром прохідного отвору 50, 80 мм на робочий тиск 70 МПа з ущільненням " метал по металу" з примусовою або автоматичною подачею мастила, а також прохідні пробкові крани типу КППС з умовним діаметром прохідного отвору 65 мм на робочий тиск 14 МПа з ущільнюючим мастилом. Переміщення затвора засувок може здійснюватися вручну або за допомогою пневматичного дистанційного чи автоматичного управління.

Фланцеві котушки, які входять у комплект наземного обладнання гирла, випускаються на робочий тиск 14-70 МПа умовного діаметра 80-250 мм.

Маніфольди призначені для з'єднання викидів фонтанної арматури з трубопроводами й розраховані на робочий тиск 14-35 МПа. Запірними пристроями маніфольдів служать пробкові прохідні литі крани.

Пристрої для заміни засувок під тиском виготовляються на робочі тиски 21 і 70 МПа. Вони призначені для заміни та встановлення засувок умовним діаметром 50 і 65 мм на бічних відводах трубної головки фонтанної арматури й колонних головок.

 






© 2023 :: MyLektsii.ru :: Мои Лекции
Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав.
Копирование текстов разрешено только с указанием индексируемой ссылки на источник.