ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 29.10.2023
Просмотров: 343
Скачиваний: 8
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Направлением называется первая сверху колонна, которая предназначается для предотвращения размыва неустойчивых пород.
В морских скважинах направление спускают на глубину 100—350 м в зависимости от ее общей глубины, а в некоторых особо опасных случаях (в том числе в сейсмических районах) — до глубины 1000 м.
Кондуктор - следующая обсадная колонна, с помощью которой крепят ствол скважины и изолируют ее от верхних, водоносных горизонтов. Кондуктор спускают через направление. Диаметр кондуктора 273—426 мм, глубина спуска 1—3 км. В морских условиях кондуктор цементируется до устья скважины, чтобы повысить ее прочность.
Промежуточная(техническая) колонна спускается через кондуктора, с ее помощью предотвращается поглощение бурового раствора и решаются другие технические вопросы. В некоторых случаях спускается несколько промежуточных колонн.
Хвостовик - укороченная промежуточная обсадная колонна, которая используется в многоколонных скважинах с целью экономии металла. Обычно хвостовик спускают так, чтобы его верхняя часть примерно на 50 м заходила в предыдущую, обсадную колонну.
В морских условиях подобную колонну используют довольно редко.
Эксплуатационная колонна спускается последней, и также, как и все предыдущие, обсадные колонны на море цементируется от проектной глубины до устья. Диаметры эксплуатационных колонн 114, 129, 141, 146, 168, 219 и 245 мм (последние — на газовых высокодебитных месторождениях).
В нефтегазопромысловой практике (и при проектировании строительства скважин) обсадные колонны, включая и эксплуатационные, рассчитываются на прочность при выборе сортамента труб, а для герметизации резьбовых соединений используются различные смазки, рассчитанные на высокие температуры в пластах.
На рис. 6 показана конструкция обычной скважины.
Рис. 6. Конструкция скважины и соответствующего ей ствола:
1 — направление; 2 — кондуктор; 3 — промежуточная колонна; 4 — хвостовик (потайная колонна); 5 — эксплуатационная колонна
Таким образом, конструкция скважины определяется следующими основным параметрами: геологическим разрезом месторождения, ожидаемым дебитом скважины и физическими свойствами добываемых флюидов, диаметром эксплуатационной колонны (которая в свою очередь позволит выбрать диаметр насосно-компрессорных труб для заданного дебита), способами эксплуатации, дальнейшей возможностью возврата на вышележащий продуктивный горизонт или углубления скважины с то же целью. Наклонные скважины дополнительно характеризуются еще целым рядом параметров. По завершении работ по цементированию обсадные колонны обвязывают колонными головками различных конструкций, устанавливаемыми на устье скважины. Современные технологии бурения позволяют осваивать прибрежные месторождения, расположенные в 8— 12 км от берега, с помощьюгоризонтальных скважин, устья которых находятся на суше, а призабойная зона – в продуктивном пласте. На рис. 7 представлен примерный профиль такой скважины.
Эти скважины бурятся с большим отходом от вертикали (в настоящее время показатель отхода достигает 10 км).
Для их строительства необходима установка мощностью в 3 000 л.с., с номинальной глубиной бурения до 12 000 м.
Рис. 7. Профиль горизонтальной скважины на месторождении Одопту-море
-
Оборудование устья морских скважин
В зависимости от ожидаемых давлений и дебитов при заканчивании морской скважины подбирается соответствующее устьевое оборудование. Необходимо также обеспечить безопасность работ и пребывание обслуживающего персонала на платформе, предотвратить загрязнение окружающей среды. Устья морских скважин, расположенных на стационарных платформах, оснащают: колонной головкой и фонтанной арматурой.
Колонной головкой обвязывают обсадные колонны. Наиболее универсальны клиновые головки (рис. 8), состоящие из корпуса 4, навинчиваемого на верхний конец предыдущей, обсадной колонны; пьедестала 1, который устанавливают на фланец корпуса и крепят к последнему болтами; клиньев 2, при помощи которых подвешивают внутреннюю колонну (т.е. первую промежуточную колонну - на головке кондуктора, вторую промежуточную колонну - на головке первой и т.д.); уплотнительных устройств 3 для обеспечения герметичности всех соединений. В теле корпуса и пьедестала имеются боковые отверстия 5, закрытые пробками. После обвязки двух колонн в одно из таких отверстий ввинчивают кран высокого давления для контроля при помощи манометра за давлением в межколонном пространстве. При необходимости через этот кран отводят газ на факел. При обвязке колонн, перекрывающих газоносные либо нефтеносные пласты с повышенным коэффициентом аномальности, целесообразно в одно из отверстий вставить и приварить к корпусу (или пьедесталу) патрубок с краном высокого давления, через который при необходимости можно было бы закачать в заколонное пространство промывочную жидкость для устранения газопроявления.
Рис. 8. Колонная головка
Перед обвязкой обсадную колонну, которая с момента окончания цементирования остается подвешенной на крюке буровой установки, натягивают с расчетным усилием и при помощи клиньев подвешивают к головке, после чего на верхний конец колонны навинчивают пьедестал и соединяют последний с фланцем корпуса головки.
В настоящее время сконструировано специальное оборудование (ктушка), позволяющее проведение технологических операций по установки противовыбросового оборудования (при бурении скважины) и фонтанной арматуры (при эксплуатации скважины) рис. 9.
Рис. 9. Схема оборудования устья скважины
Фонтанная арматура на устье скважины позволяет:
- проводить работы по освоению и пуску в эксплуатацию фонтанной или комрессорной (газлифтной) скважины;
- закачивать в скважину сжатый газ, жидкость и их смеси;
- направлять продукцию скважины в сборный манифольд для распределения по технологическим линиям;
- регулировать отбор из скважины;
- замерять забойное, устьевое, кольцевое и затрубное давления;
- проводить различные исследовательские операции (в том числе с помощью
канатной техники) и геолого-технические мероприятия (по очистке подъемных труб от парафина, солей и т.д.);
- глушить скважину прокачкой жидкости глушения по прямой или обратной
схеме либо закрыть ее на определенное время.
Фонтанная арматура состоит из трубной головки, фонтанной елки, запорных устройств с ручным, дистанционным и автоматическим управлением и регулирующих устройств.
Трубная головка, устанавливаемая на колонную головку, предназначена для подвески одного или двух рядов подъемных труб, герметизации затрубного пространства контроля за давлением, а также для выполнения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин.
Колонны подъемных труб подвешивают к фонтанной арматуре на резьбе трубной головки или на муфтовой подвеске.
Фонтанная елка, устанавливаемая на трубной головке, предназначена для транспортирования продукции скважины через манифольд на нефтегазопромысловое оборудование (и реже в трубопроводы), для перекрытия или перевода потока продукции скважины с одной струны на другую, регулирования режима эксплуатации проведения исследовательских ремонтных работ и технологических операций, измерения давления и температуры среды.
Елка может быть тройниковой (одно- или двухструнной) либо крестовой (двух струнной).
Арматуру с двухструнной елкой применяют для тех скважин, на которых нежелательно перекрывать поток продукции при замене узлов и деталей.
При тройниковой двухструнной елке необходимо направлять продукцию скважины по верхней струне, при крестовой — по любой из струн.
По запасным струнам продукция скважины направляется в тех случаях, когда заменяют быстроизнашивающиеся детали дросселя, задвижки или ремонтируют рабочие струны.
По требованию заказчика боковые струны могут быть оборудованы двумя запорными устройствами, одно из которых (первое от ствола арматуры) запасное, а второе — рабочее. Давление контролируют манометрами. Вентиль под манометр служит для его разобщения с рабочей полостью арматуры и снижения давления до атмосферного. На промежуточных фланцах боковых отводов предусматривают отверстия под карман для термометра.
Боковые струны арматуры оканчиваются ответными фланцами для приварки к линиям манифольда. На фланцах боковых отходов трубной головки и фонтанной елки предусмотрены отверстия для подачи в затрубное пространство и в ствол елки ингибиторов коррозии и гидратообразования. В качестве запорных устройств в арматуре применяются задвижки с двухпластинчатым шиберным затвором с уплотнением металл-по-металлу и с автоматической подачей смазки в затвор. В зависимости от типа арматура может быть укомплектована задвижками с ручным, дистанционным или автоматическим управлением. Задвижки с дистанционным и автоматическим управлением — пневмоприводные, с ручным дублером. Регулирующим устройством арматуры является регулируемый дроссель.
Малогабаритной универсальной устьевой арматурой оборудуются устья — скважин фонтанных и газлифтных, а также эксплуатируемых погружными электроцентробежными и штанговыми насосами. Она обеспечивает герметизацию устья, подвеску ряда подъемных колонн, контроль и регулирование режима эксплуатации скважин. Ее можно эксплуатировать в умеренном и холодном климатических районах. Арматура (рис. 10) состоит из фонтанной елки и трубной головки. Елка включает проходной трехходовой кран 1, который выполняет одновременно функции тройника, стволового и буферного запорных устройств, пробковый проходной кран 2, угловой регулируемый дроссель 3, переводник 4.
Рис. 10. Арматура устья универсальная малогабаритная для эксплуатации нефтяных скважин
Трубная головка включает корпус 5 и краны проходные. Внутри корпуса размещена трубная подвеска муфтового типа для подвешивания колонны лифтовых насосно-компрессорных труб, в которой предусмотрена прорезь для кабеля электроцентробежного насоса 6. Уплотнение узлов и деталей, установленных в корпусе трубной головки, обеспечивается плоскими прокладками 9 из нефтебензостойкой и хладостойкой резины. Прокладка состоит из двух половин и поджимается при помощи разъемного фланца 7. На буфере елки арматуры и на боковом отводе трубной головки установлены вентили 10 под манометры.
Отличительной особенностью этой трубной головки является то, что при переводе скважины на эксплуатацию погружным электроцентробежным насосом (ЭЦН) кабель не протаскивается через отверстие, а легко заводится в прорезь 8 трубной подвески. Это значительно упрощает и облегчает монтажные и демонтажные работы, связанные с переводом скважины на ЭЦН.
Для разрядки давления газа, который накапливается в межтрубном пространстве и оказывает противодавление на пласт, применено автоматическое регулирующее устройство давления в межтрубном пространстве.
Волгоградским ПО «Баррикады» создана для морских скважин на платформе фонтанная арматура АФК-65х21 (35), с условным проходом 65 мм на давления в 24 и 35 МПа (рис. 11), которая рекомендуется для работы в умеренном и холода климатических районах, при температурах воздуха от минус 60 до плюс 60 °С рассчитана на нефть, газ с содержанием пластовой воды, углекислого газа и сероводорода до 1% по объему.
Арматура обеспечивает:
- достаточную безопасность ручного привода, позволяющего работать без чрезмерных усилий и производить при необходимости замену уплотнения штока под рабочим давлением;
- доступность запорного элемента для ремонта и простоту обслуживания в промысловых условиях;
- исполнение присоединительных размеров фланцевых катушек по действующим стандартам (в том числе международному, (API.6A) American Petroleum Institute), взаимозаменяемость и стыковку арматуры с широким диапазоном отечественного и импортного оборудования.
Определенный выбор заказчиком вариантов компоновки и исполнения фонтанной елки и арматуры позволяет:
- использовать арматуру меньших габаритов и массы (при крестовой или моноблочной схеме елки);
- обеспечивать работу под штанговый или другой способ эксплуатации;
- выполнять необходимые технологические операции (подачу ингибиторов, контроль параметров проходящей среды и т.д.);
- заменять задвижки в боковых отводах трубной головки или фонтанную елку под давлением в скважине;
- возможность работы несколькими типоразмерами НКТ через переходники.
Контроль за колебаниями уровня жидкости в стволе скважины может быть установлен обычным эхолотом. Так, фирмой «Мобил» разработан автоматический прибор для замера уровня жидкости, который автоматически посылает звуковые сигналы в скважину, фиксирует ответные сигналы и производит расчет уровня жидкости.