ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 03.12.2023
Просмотров: 131
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
являются горно-геологические условия месторождения, решения по вскрытию продуктивных пластов и дальнейшей эксплуатации скважины.
Конструкция скважины должна обеспечить:
безаварийное ведение буровых работ:
возможность проведения исследований на всех этапах строительства и эксплуатации скважин:
эффективную породинамическую связь между скважиной и эксплуатационными объектами:
максимальное использование пластовой энергии и осуществление проектных режимов эксплуатации:
условия охраны недр и окружающей природной среды:
минимизацию затрат на сооружение скважины.
Проектом разработки Северо-Останинского месторождения предусмотрено бурение эксплуатационных скважин с зенитным углом по продуктивному пласту 80 градусов (бурение под хвостовик), таким образом, предусматривается следующая конструкция эксплуатационных скважин, с учетом опыта бурения на данном месторождении.
Конструкция добывающих скважин следующая:
Направление Ø 324 мм_____
Глубина спуска 50 м с целью перекрытия верхнего интервала неустойчивых пород. Направление комплектуется обсадными трубами диаметром 324 мм отечественного производства. Цементируется по всей длине одноступенчатым способом с применением цемента для холодных и умеренных температур (ПЦТ I-50).
Кондуктор Ø 245 мм
Глубина спуска 700 м по стволу из условий предотвращения гидроразрыва пород в не обсаженном стволе скважины при закрытии устья в случае ГНВП. Кондуктор комплектуется обсадными трубами диаметром 245 мм отечественного производства с резьбовыми соединениями ОТТМА. Цементирование кондуктора производится по всей длине двумя порциями тампонажного раствора, который готовится на основе цемента ПЦТ I-50 и алюмосиликатных микросфер (АСПМ-ТР) по ТУ 5717-001-11843486-2004.
Эксплуатационная колонна Ø 168 мм
Эксплуатационная колонна спускается до кровли пласта (пласт М). Глубина спуска 2872 м.
Комплектуется обсадными трубами диаметром 168 мм отечественного производства. Цементирование эксплуатационной колонны осуществлялось в одну ступень двумя порциями тампонажного раствора до устья. Первая порция - облегченный тампонажный раствор (плотность 1,40 - 1,48 г./см3) на основе цемента ПЦТ I-100 и алюмосиликатных микросфер (АСПМ-ТР) по ТУ 5717-001-111843486-2004. Вторая порция - тампонажный раствор нормальной плотности (плотность 1,83 - 1,92 г./см
3) на основе цемента ПЦТ I-G-CC2 с добавкой РТМ (ДР-100 или ПМК-87) и алюмосиликатных микросфер (АСПМ-ТР) по ТУ 5717-001-11843486-2004.
Хвостовик Ø 114 мм
Хвостовик спускается в интервале продуктивного пласта (пласт М) до забоя скважины. Устройство подвески хвостовика ПХН-114/168 комплектуется обсадными трубами диаметром 114 мм отечественного производства с резьбовыми соединениями ОТТМ. Глубина спуска 2908 м.
В горизонтальных скважинах хвостовик устанавливается не менее, чем на 10 м выше башмака эксплуатационной колонны с использованием подвесного устройства, включающий герметизирующий пакер. В горизонтальном участке хвостовик оборудуется фильтрами ФГС-114. Установка фильтров в горизонтальном участке производится в следующем порядке: фильтр - обсадная труба - фильтр.
Конструкция эксплуатационных скважин представлена в табл. 4.0 и рис. 4.0.
Таблица 4.0 Конструкция эксплуатационных скважин Северо - Останинского месторождения
.2 Подземное и устьевое оборудование добывающих скважин
Подземное оборудование фонтанных скважин
К подземному оборудованию относятся насосно-компрессорные трубы (НКТ), воронка. Трубы НКТ соединяются между собой при помощи муфтовых резьбовых соединений, спускается в скважину для предохранения обсадной колонны от абразивного износа и высокого давления, для создания определенных скоростей газожидкостного потока и выработки газонасыщенного пласта снизу вверх. Снизу на НКТ устанавливается при помощи резьбового соединения воронка и спускается до уровня 30-50 м над хвостовиком. На устье, НКТ соединяется с толстостенным патрубком и подвешивается при помощи резьбовой муфты находящейся на планшайбе фонтанной арматуры.
Колонны НКТ служат в основном для следующих целей:
- подъема на поверхность отбираемой из пласта жидкости, смеси жидкости и газа или одного газа;
- подачи в скважину жидкости или газа (осуществления технологических процессов, интенсификации добычи или подземного ремонта);
- подвески в скважине оборудования.
Таблица 4.1 Техническая характеристика НКТ, используемых на Северо-Останинском месторождении
Оборудование устья добывающих скважин
На устье скважины обсадные колонны обвязываются, т.е. соединяются частью оборудования скважины, называемой однофланцевой колонной головкой.
Колонная головка жестко соединяет в единую систему все обсадные колонны скважины, воспринимает усилия от их веса и передает всю нагрузку кондуктору. Она обеспечивает изоляцию и герметизацию межколонных пространств и одновременно доступ к ним для контроля состояния стволовой части скважины и выполнения необходимых технологических операций. Колонная головка служит пьедесталом для монтажа эксплуатационного оборудования, спущенного в скважину.
Конструктивно колонная головка - это сочетание нескольких связанных между собой элементов - катушек или крестовин, несущих обсадные колонны. Число этих элементов зависит от числа обсадных колонн скважин.
Условия работы колонной головки достаточно сложны: нагрузка от веса обсадных колонн может превышать в глубоких скважинах несколько сот килоньютонов. Элементы колонной головки воспринимают также давление от среды, контактирующей с ними. При наличии в пластовой жидкости или газе Н2S, СО2 или при сильной минерализации пластовых вод колонная головка подвергается их коррозийному воздействию. В глубоких скважинах при закачке теплоносителей их стволы и колонные головки нагреваются до 150-250°С, в условиях севера могут охлаждаться до неизбежно приводит к серьезным авариям, нанесению ущерба окружающей среде, а в отдельных случаях может быть причиной возникновения пожаров, взрывов, несчастных случаев.
Оборудование устья фонтанных скважин
На фонтанных нефтяных скважинах предполагается установка фонтанной арматуры АФК2-65-35К1ХЛ - Арматура фонтанная, для сред содержащих СО3 до 6%, условный проход по стволу и боковым струнам 0,065 м, рабочее давление 35 МПа. На рис. 4.3 показана фонтанная арматура тройникового типа с запорными устройствами ЗД, ЗДШ.
При эксплуатации скважины газожидкостная смесь из подъемных труб НКТ-73, проходит через открытую центральную задвижку и направляется на выкид, и далее пройдя через штуцер ЗДШ, в выкидную линию (на схеме не показана), соединяющую арматуру с нефтесборным коллектором и далее АГЗУ. Задвижки на правом отводе крестовины трубной головки при фонтанной работы скважины закрыты, левый отвод крестовины трубной головки служит для подачи рабочего реагента (газ, промывочные жидкости, ПАВ).
Для контроля за технологическим процессами и устьевыми параметрами скважины, устанавливаются два технических манометра с трехходовыми кранами или с вентилями: один на отводе крестовика трубной головки для замера давления в межтрубном пространстве скважины (затрубное давление), другой в верхней части арматуры для замера давления в трубах НКТ (трубное или буферное давление).
На верхнюю часть фонтанной арматуры (буфер) устанавливают лубрикатор, служит для проведения технологических операций, таких как спуск, подъем контрольно-измерительных приборов (глубинных манометров, дебетометров) или депарафинизационных скребков, проведения ГДИС.
На боковых отводах елки устанавливают задвижки штуцерные типа ЗДШ65-35К1ХЛ с дисковыми штуцерами (металлокерамические). Замена штуцеров в задвижке ЗДШ производится одним оператором в течение 3 - 5 мин при закрытом положении шибера без сброса давления из системы.
На месторождении применяется фонтанная арматура: АФК2-65-35К1ХЛ (изготовитель - ЗАО «Технология», г. Воткинск) - арматура фонтанная коррозионностойкая, предназначена для работы в холодных макроклиматических районах.
Таблица 4.2 Техническая характеристика фонтанной арматуры
Задвижка предназначена для установки на трубопроводы высокого давления или для работы в составе фонтанных или нагнетательных арматур.
Присоединительные размеры задвижек ЗД аналогичны ЗМС (или любые другие по заказу).
Таблица 4.3 Техническая характеристика задвижки типа ЗД 65-35К1ХЛ
Конструкция скважины должна обеспечить:
безаварийное ведение буровых работ:
возможность проведения исследований на всех этапах строительства и эксплуатации скважин:
эффективную породинамическую связь между скважиной и эксплуатационными объектами:
максимальное использование пластовой энергии и осуществление проектных режимов эксплуатации:
условия охраны недр и окружающей природной среды:
минимизацию затрат на сооружение скважины.
Проектом разработки Северо-Останинского месторождения предусмотрено бурение эксплуатационных скважин с зенитным углом по продуктивному пласту 80 градусов (бурение под хвостовик), таким образом, предусматривается следующая конструкция эксплуатационных скважин, с учетом опыта бурения на данном месторождении.
Конструкция добывающих скважин следующая:
Направление Ø 324 мм_____
Глубина спуска 50 м с целью перекрытия верхнего интервала неустойчивых пород. Направление комплектуется обсадными трубами диаметром 324 мм отечественного производства. Цементируется по всей длине одноступенчатым способом с применением цемента для холодных и умеренных температур (ПЦТ I-50).
Кондуктор Ø 245 мм
Глубина спуска 700 м по стволу из условий предотвращения гидроразрыва пород в не обсаженном стволе скважины при закрытии устья в случае ГНВП. Кондуктор комплектуется обсадными трубами диаметром 245 мм отечественного производства с резьбовыми соединениями ОТТМА. Цементирование кондуктора производится по всей длине двумя порциями тампонажного раствора, который готовится на основе цемента ПЦТ I-50 и алюмосиликатных микросфер (АСПМ-ТР) по ТУ 5717-001-11843486-2004.
Эксплуатационная колонна Ø 168 мм
Эксплуатационная колонна спускается до кровли пласта (пласт М). Глубина спуска 2872 м.
Комплектуется обсадными трубами диаметром 168 мм отечественного производства. Цементирование эксплуатационной колонны осуществлялось в одну ступень двумя порциями тампонажного раствора до устья. Первая порция - облегченный тампонажный раствор (плотность 1,40 - 1,48 г./см3) на основе цемента ПЦТ I-100 и алюмосиликатных микросфер (АСПМ-ТР) по ТУ 5717-001-111843486-2004. Вторая порция - тампонажный раствор нормальной плотности (плотность 1,83 - 1,92 г./см
3) на основе цемента ПЦТ I-G-CC2 с добавкой РТМ (ДР-100 или ПМК-87) и алюмосиликатных микросфер (АСПМ-ТР) по ТУ 5717-001-11843486-2004.
Хвостовик Ø 114 мм
Хвостовик спускается в интервале продуктивного пласта (пласт М) до забоя скважины. Устройство подвески хвостовика ПХН-114/168 комплектуется обсадными трубами диаметром 114 мм отечественного производства с резьбовыми соединениями ОТТМ. Глубина спуска 2908 м.
В горизонтальных скважинах хвостовик устанавливается не менее, чем на 10 м выше башмака эксплуатационной колонны с использованием подвесного устройства, включающий герметизирующий пакер. В горизонтальном участке хвостовик оборудуется фильтрами ФГС-114. Установка фильтров в горизонтальном участке производится в следующем порядке: фильтр - обсадная труба - фильтр.
Конструкция эксплуатационных скважин представлена в табл. 4.0 и рис. 4.0.
Таблица 4.0 Конструкция эксплуатационных скважин Северо - Останинского месторождения
| Наименование колонны | Условный диаметр колонны, мм | Глубина спуска, м |
| Направление | 324 | 50 |
| Кондуктор | 245 | 700 |
| Эксплуатационная | 168 | 2872 |
| Хвостовик-фильтр | 114 | 2908 |
.2 Подземное и устьевое оборудование добывающих скважин
Подземное оборудование фонтанных скважин
К подземному оборудованию относятся насосно-компрессорные трубы (НКТ), воронка. Трубы НКТ соединяются между собой при помощи муфтовых резьбовых соединений, спускается в скважину для предохранения обсадной колонны от абразивного износа и высокого давления, для создания определенных скоростей газожидкостного потока и выработки газонасыщенного пласта снизу вверх. Снизу на НКТ устанавливается при помощи резьбового соединения воронка и спускается до уровня 30-50 м над хвостовиком. На устье, НКТ соединяется с толстостенным патрубком и подвешивается при помощи резьбовой муфты находящейся на планшайбе фонтанной арматуры.
Колонны НКТ служат в основном для следующих целей:
- подъема на поверхность отбираемой из пласта жидкости, смеси жидкости и газа или одного газа;
- подачи в скважину жидкости или газа (осуществления технологических процессов, интенсификации добычи или подземного ремонта);
- подвески в скважине оборудования.
Таблица 4.1 Техническая характеристика НКТ, используемых на Северо-Останинском месторождении
| Условный диаметр трубы, мм | Труба | Муфта | |||||||||||||||
| | наружный диаметр, D мм | толщина стенки, S мм | внутренний диаметр, d мм | масса 1 м трубы, кг | наружный диаметр, D мм | длина, L мм | масса, кг | ||||||||||
| Трубы гладкие и муфты к ним по ГОСТ 633-80 | |||||||||||||||||
| 73 | 73 | 5,5 | 62,0 | 9,2 | 88,9 | 132,0 | 2,4 | ||||||||||
| Внутреннее давление по группам прочности | Наружное давление РКР по группам прочности | ||||||||||||||||
| Д | К | Е | Л | М | Д | К | Е | Л | М | ||||||||
| 49 | 65 | 71 | 84 | 97 | 36 | 47 | 51 | 58 | 65 | ||||||||
Оборудование устья добывающих скважин
На устье скважины обсадные колонны обвязываются, т.е. соединяются частью оборудования скважины, называемой однофланцевой колонной головкой.
Колонная головка жестко соединяет в единую систему все обсадные колонны скважины, воспринимает усилия от их веса и передает всю нагрузку кондуктору. Она обеспечивает изоляцию и герметизацию межколонных пространств и одновременно доступ к ним для контроля состояния стволовой части скважины и выполнения необходимых технологических операций. Колонная головка служит пьедесталом для монтажа эксплуатационного оборудования, спущенного в скважину.
Конструктивно колонная головка - это сочетание нескольких связанных между собой элементов - катушек или крестовин, несущих обсадные колонны. Число этих элементов зависит от числа обсадных колонн скважин.
Условия работы колонной головки достаточно сложны: нагрузка от веса обсадных колонн может превышать в глубоких скважинах несколько сот килоньютонов. Элементы колонной головки воспринимают также давление от среды, контактирующей с ними. При наличии в пластовой жидкости или газе Н2S, СО2 или при сильной минерализации пластовых вод колонная головка подвергается их коррозийному воздействию. В глубоких скважинах при закачке теплоносителей их стволы и колонные головки нагреваются до 150-250°С, в условиях севера могут охлаждаться до неизбежно приводит к серьезным авариям, нанесению ущерба окружающей среде, а в отдельных случаях может быть причиной возникновения пожаров, взрывов, несчастных случаев.
Оборудование устья фонтанных скважин
На фонтанных нефтяных скважинах предполагается установка фонтанной арматуры АФК2-65-35К1ХЛ - Арматура фонтанная, для сред содержащих СО3 до 6%, условный проход по стволу и боковым струнам 0,065 м, рабочее давление 35 МПа. На рис. 4.3 показана фонтанная арматура тройникового типа с запорными устройствами ЗД, ЗДШ.
При эксплуатации скважины газожидкостная смесь из подъемных труб НКТ-73, проходит через открытую центральную задвижку и направляется на выкид, и далее пройдя через штуцер ЗДШ, в выкидную линию (на схеме не показана), соединяющую арматуру с нефтесборным коллектором и далее АГЗУ. Задвижки на правом отводе крестовины трубной головки при фонтанной работы скважины закрыты, левый отвод крестовины трубной головки служит для подачи рабочего реагента (газ, промывочные жидкости, ПАВ).
Для контроля за технологическим процессами и устьевыми параметрами скважины, устанавливаются два технических манометра с трехходовыми кранами или с вентилями: один на отводе крестовика трубной головки для замера давления в межтрубном пространстве скважины (затрубное давление), другой в верхней части арматуры для замера давления в трубах НКТ (трубное или буферное давление).
На верхнюю часть фонтанной арматуры (буфер) устанавливают лубрикатор, служит для проведения технологических операций, таких как спуск, подъем контрольно-измерительных приборов (глубинных манометров, дебетометров) или депарафинизационных скребков, проведения ГДИС.
На боковых отводах елки устанавливают задвижки штуцерные типа ЗДШ65-35К1ХЛ с дисковыми штуцерами (металлокерамические). Замена штуцеров в задвижке ЗДШ производится одним оператором в течение 3 - 5 мин при закрытом положении шибера без сброса давления из системы.
На месторождении применяется фонтанная арматура: АФК2-65-35К1ХЛ (изготовитель - ЗАО «Технология», г. Воткинск) - арматура фонтанная коррозионностойкая, предназначена для работы в холодных макроклиматических районах.
Таблица 4.2 Техническая характеристика фонтанной арматуры
| Максимальное рабочее давление, МПа (кг/см2) | 35 (350) |
| Условный проход ствола елки, мм | 65 |
| Условный проход боковых отводов, мм | 65 |
| Температура окружающей среды, 0С | -60….+50 |
| Диаметр подвешиваемого трубопровода, мм | НКТ 73 |
| Масса АФК2-65х35К1ХЛ, кг | 860 |
Задвижка предназначена для установки на трубопроводы высокого давления или для работы в составе фонтанных или нагнетательных арматур.
Присоединительные размеры задвижек ЗД аналогичны ЗМС (или любые другие по заказу).
Таблица 4.3 Техническая характеристика задвижки типа ЗД 65-35К1ХЛ
| Характеристика | ЗД 65-35К1ХЛ |
| Максимальное рабочее давление, МПа (кг/см2) | 35 (350) |
| Рабочая среда | Вода техническая, нефть, газ, слабые растворы щелочей и кислот |
| Условный проход, мм | 65 |
| Температура окружающей среды, 0С | -60….+45 |
| Температура рабочей среды, 0С | не более 120 |
| Герметичность затвора, класс, ГОСТ 9544-93 | А |
| Рабочее положение | открыто |
| Направление подачи рабочей среды | любое |
| Положение на трубопроводе | любое |
| Габаритные размеры, мм | |
| Высота | 252 |
| Длина | 350 |
| Длина ручки | 230 |
| Масса, кг | 52 |
| Присоединение к трубопроводу | фланцевое |
| Показатели надежности | |
| Полный срок службы, лет, не менее | 15 |
| Полный средний ресурс, циклов не менее | 1800 |
| Наработка на отказ, циклов, не менее | 600 |
| Срок службы до капитального ремонта, лет, не менее | 5 |