Подготовка к эксплуатации и своение нефтяных и газовых скважин

 

 

 

Компрессорный способ освоения.

 Этот способ нашел  наиболее широкое распространение при освоении фонтанных, полуфонтанных и частично механизированных скважин.

При нагнетании газа, жидкость в межтрубном пространстве оттесняется до башмака НКТ или до пускового отверстия в НКТ. Газ, попадая в НКТ, разгазирует жидкость в них. В результате давление на забое сильно снижается. Регулируя расход газа (воздуха), можно изменять плотность газожидкостной смеси в трубах, а следовательно, давление на забое. После опробований и получения устойчивого притока скважина переводится на стационарный режим работы.

Освоение ведется с  непрерывным контролем параметров процесса при герметизированном устье скважины. Поэтому этот способ наиболее безопасен.

Освоение скважинными  насосами.

 На истощенных месторождениях  с низким пластовым давлением, когда не ожидаются фонтанные проявления, скважины могут быть освоены откачкой из них жидкости скважинными насосами, спускаемыми на проектную глубину в соответствии с предполагаемыми дебитом и динамическим уровнем.

Перед спуском насоса скважина промывается до забоя водой  или лучше нефтью, что вызывает необходимость подвоза к скважине промывочной жидкости - нефти и  размещения насосного агрегата и  емкости. При промывке водой в зимних условиях возникает проблема подогрева жидкости для предотвращения замерзания.

В различных нефтяных районах вырабатывались и другие практические приемы освоения скважин в соответствии с особенностями того или иного месторождения. В качестве примера можно указать и на такой прием, когда при компрессорном методе в затрубное пространство, заполненное нагнетаемым воздухом, подкачивают некоторое количество воды для увеличения плотности смеси и снижения давления на компрессоре. Это позволяет осуществить продавку скважины при большей глубине спуска НКТ.

 

 

 

 

 

 

 

3.Оборудование устья газовой скважины

Герметичность заколонного  пространства обеспечивается применением  цементов определенных марок, дающих газонепроницаемый, трещиностойкий цементный камень.    Оборудование устья газовой скважины состоит из трех частей:

1) колонной  головки,  

2) трубной головки  и  

3) фонтанной  елки.

 

Рис. 1.3. 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.

 

 

 

 

 

 

 

 Трубная головка служит для подвески фонтанных труб и герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами.

Рис. 1.4. Трубная головка и фонтанная елка с тройниковой арматурой:

1,  11 - фланцы,   2,  9 - буферы,

3 - вентиль,     4 - манометр;

5 - задвижка;   6 - крестовина;

7,  10 - катушки;   8 - тройник;

12 - штуцер.

 

 

 

 

 

Фонтанная елка монтируется выше верхнего фланца трубной  головки и предназначена для:

•   освоения скважины;
•   закрытия скважины;
•   контроля и регулирования технологического режима работы скважины.

 

Рис. 4.5. Трубная  головка и фонтанная елка с  крестовиковой  арматурой:

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

 

Рис. 1.6. Комплекс устьевого оборудования для высокодебитных скважин:

1 - угловой  регулирующий штуцер; 2 - автоматический  отсекатель; 3 - стволовая пневматическая  задвижка; 4 - трубная головка.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Подземное оборудование ствола газовых скважин.

Подземное оборудование позволяет осуществлять:

1) защиту скважины  от открытого фонтанирования;

2) освоение, исследование  и остановку скважины без задавки  ее жидкостью;

3) воздействие  на ПЗС;

4) эксплуатацию  скважины на установленном технологическом  режиме;

5) замену колонны  НКТ (фонтанных) труб без задавки  скважины жидкостью.

 

Рис. 4.7. Схема  подземного оборудования:

1 - пакер эксплуатационный; 2 - циркуляцион-ный клапан; 3 - ниппель; 4 - забойный клапан-отсекатель с уравнительным клапаном; 5 - разобщитель колонны НКТ; 6 - ингибиторный клапан; 7 - клапан аварийный, срезной; 8 - НКТ; 9 - жидкий ингибитор коррозии и гидратообразования; 10 - хвостовик.

 

Пластовые газы содержат сероводород, углекислый газ, муравьиную, пропионовую, щавелевую и  масляную кислоты, которые при наличии пластовой минерализованной и конденсационной воды, высоких давлений и температур вызывают  коррозию обсадных колонн, НКТ, оборудования устья скважин, шлейфов, поверхностного оборудования промыслов.

Рис. 1.8. Схема компоновки подземного оборудования скважин на Оренбургском газоконденсатном месторождении:

  1 - хвостовик  диаметром 127 или 114 мм и длиной 100 - 380 м;

  2 - пакерное  устройство с минимальным диаметром проходного сечения 57 мм;

  3 - клапан-отсекатель  с проходным сечением 33,4 мм;

  4 - циркулярный  клапан типа “скользящая втулка”  с внутренним диаметром 73 мм;

  5 - НКТ диаметром  127 или 114 мм

 

Коррозия оборудования ствола газовых скважин

Защита внутренней поверхности  обсадной колонны от коррозии и внешней  поверхности НКТ осуществляется разобщением пласта и затрубного пространства скважины при помощи разобщителя (пакера) и заполнением затрубного пространства ингибированной жидкостью.

      Защита  другого оборудования скважины  от коррозии реализуется путем   периодической закачки ингибитора  коррозии в призабойную зону  пласта или непрерывной его  закачки в затрубное пространство  скважины с помощью насосов  и подачи ингибитора в НКТ  из затрубного пространства скважины через специальные ингибиторные клапаны в колонне НКТ.

 

Оборудование забоя газовых  скважин

Оборудование забоя  газовых скважин зависит от:

• литологического и фациального составов пород и цементирующего материала, слагающих газовмещающий коллектор;
• механической прочности пород;
• неоднородности коллекторских свойств пласта по разрезу;
• наличия газоносных, нефтеносных и водоносных пластов в продуктивном разрезе;
• местоположения скважины на структуре и площади газоносности;
• назначения скважины (добывающая, нагнетательная, наблюдательная).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рис. 1.9. Схема оборудования забоя газовых скважин в рыхлых горных породах на подземных хранилищах газа:

    1 - бурильные  штанги диаметром 60,3 мм;

    2 - переводник  с левой резьбой;

    3 - обсадная  колонна диаметром 146 мм;

    4 - интервал  ствола скважины, расширенной до 256 мм;

    5 - гравий; 6 - щелевой фильтр;

    7 - труба  диаметром 50 мм;

    8,  9 - клапан обратной и прямой  циркуляции соответственно;

   10 - хвостовик диаметром 62,7 мм;

   11 - забой.

 

 

Рис. 2.0. Схема оборудования скважины и обвязки агрегатов при закачке смолообразующих реагентов в призабойную зону пласта:

   1 - агрегат,  подающий раствор сырых фенолов  и щелочи;

   2 - агрегат,  подающий воду для продавки смолы в пласт;

   3 - агрегат,  подающий формалин;

   4 - тройник-смеситель;

   5 - заливочная  головка;

   6 - заливочные  трубы диаметром 50 - 75 мм;

   7 - пакер 

 

 

 

 

 

 

 

Список литературы.

http://portal.tpu.ru/departments/otdel/publish/catalog/2011/departments/ipr/metod/avtor/IPR_ARBUZOV_explyataciya_neftyan_i_gazovuh_skvajin.pdf

http://petrolibrary.ru/index.php?option=com_content&view=article&id=100:2011-11-10-11-51-10&catid=11:2011-11-10-11-52-46&Itemid=32

http://www.youtube.com/watch?v=70Omrisufhg&feature=player_embedded#!

http://dl.dropbox.com/u/28847752/Kurs_lek_vslaydah_skvagini.Petrolybrary.ru.rar