Надіслати свою хорошу роботу в базу знань просто. Використовуйте форму, розташовану нижче
Студенти, аспіранти, молоді вчені, які використовують базу знань в своє навчання і роботи, будуть вам дуже вдячні.
1. ОБЛАДНАННЯ ГАЗОВИХ СВЕРДЛОВИН
1.1 Основні відмінності газових свердловин від нафтових
Газові свердловини використовуються для:
1) руху газу з пласта в поверхневі установки промислу;
2) захисту розкритих гірських порід розрізу від обвалів;
3) роз'єднання газоносних, нафтоносних і водоносних пластів один від одного;
4) запобігання підземних втрат газу.
Газові свердловини експлуатуються протягом тривалого часу в складних, різко змінюються. Газові і газоконденсатні родовища залягають в земній корі на різних глибинах: від 250 до 10000м і більш. Тиск газу в свердловинах доходить від 100 МПа, температура газу досягає 523 К. Гірське тиск за колонами на глибині 10 000 м перевищує 250 МПа. В процесі освоєння, досліджень, капітального ремонту та під час експлуатації свердловин різко змінюються тиск, температура, склад газу, що рухається в свердловині.
Свердловини - дорогі капітальні споруди. У загальних капітальних вкладеннях у видобуток газу питома вага капітальних вкладень у будівництво свердловин може становити 60-80%.
Газ, що надходить до забою видобувної свердловини, під дією градієнтів тиску в пласті за рахунок своєї потенційної енергії піднімається на гирлі свердловини, тому протягом усього терміну розробки газового родовища свердловини експлуатуються фонтанні способом.
При високих пластових тисків, вмісті в газі агресивних компонентів - сірководню, вуглекислоти, органічних кислот і т. Д. Ізоляція кільцевого простору обов'язкове. Кільцевий простір заповнюють спеціально обраними для умов даного родовища інгібіторної рідинами.
При необхідності експлуатації двох або декількох продуктивних горизонтів, які відрізняються величинами тисків, дебітів, складом газу і іншими параметрами, застосовують роздільну експлуатацію пластів зі спуском фонтанних труб і використанням пакеров.
При експлуатації свердловин по міжтрубному просторі наявність статичної стовпа газу в фонтанних трубах дозволяє безперервно контролювати забійні тиск і при необхідності очищати вибій свердловини продувкою її через фонтанні труби.
Основні причини зменшення дебітів газових свердловин в процесі їх експлуатації
- руйнування пласта і освіту піщаних пробок на вибої,
- обводнення свердловин внаслідок проникнення на забій контурних або підошовних вод,
- накопичення конденсату в призабойной зоні і на забої і пов'язане з цим зменшення фазової проникності для газу,
- розбухання глинистого матеріалу в привибійній зоні внаслідок його контакту з конденсаційної і пластової водою і зменшення проникності привибійної зони,
- закупорка частини перфораційних отворів в процесі експлуатації та ін.
Фізичні властивості газу - щільність і в'язкість, їх зміна в залежності від тиску і температури істотно відрізняється від зміни щільності і в'язкості нафти і води. У багатьох випадках щільність газу значно менше щільності нафти і води, а коефіцієнт динамічної в'язкості газу в 50-100 разів менше, ніж у води і нафти.
Різниця щільності газу і рідин викликає необхідність спуску кондуктора в газових свердловинах на велику глибину, ніж в нафтових, для запобігання розриву газом гірських порід, забруднення водоносних горизонтів питної води, виходу газу на денну поверхню.
Глибину спуску кондуктора в газових свердловинах h (в м) можна визначити підбором з рівності
газовий нафтової свердловина наземний
де L - глибина свердловини; R - питома газова стала; Т - середня температура на довжині (L- h); ссp - середня об'ємна щільність гірських порід розрізу на довжині h; рн - початковий пластовий тиск газу; g - прискорення вільного падіння, або наближено за формулою:
h = свL / рср 0,425L, (7.2)
де св - щільність пластової води.
Мала в'язкість газу викликає необхідність вживати особливих заходів по створенню герметичності як обсадних колон, так і міжтрубному простору газових свердловин.
Герметичність колон обсадних труб досягається різними способами: застосуванням різьбових з'єднань на кінцях труб і муфтах зі спеціальною трапецеидальной формою поперечного перерізу з тефлоновим кільцями ущільнювачів, використанням фторопластовой ущільнювальної стрічки, герметизуючих ущільнюючих складів для муфтових з'єднань типу УС-1, ГС-1. Герметичність заколонного простору свердловин забезпечується застосуванням цементів певних марок, що дають газонепроникний, тріщиностійкість цементний камінь.
Конструкція і обладнання газових і газоконденсатних свердловин мають багато спільного з нафтовими свердловинами, які експлуатуються фонтанні способом. В обох випадках обладнання свердловин складається з колони підйомних труб, що спускаються до фільтрової зони, і гирлової фонтанної арматури. Разом з тим є певні відмінності газових і нафтових свердловин, обумовлені відмінностями властивостей нафти і газу.
- Щільність і в'язкість газу в сотні і тисячі разів менше щільності і в'язкості нафти.
- Швидкість руху газу в стовбурі свердловини в 5 -25 разів більше, ніж швидкість нафти. Тиск на гирлі газової свердловини майже не відрізняється від забійного тиску і є дуже високим.
- Видобуток газу відбувається тільки фонтанні способом.
- Газ деяких родовищ містить в своєму складі агресивні компоненти (сірководень і вуглекислий газ).
1.2 Наземне обладнання газових свердловин
Устаткування гирла газової свердловини призначене для з'єднання верхніх кінців обсадних колон і фонтанів труб, герметизації міжтрубному простору і з'єднань між деталями обладнання, здійснення заходів з контролю і регулювання технологічного режиму експлуатації свердловин.
Воно складається з трьох частин:
1) колоною головки,
2) трубної головки
3) фонтанної ялинки.
Колонна головка з'єднує верхні кінці кондуктора і експлуатаційної колони, герметизує міжтрубний простір, служить опорою трубної головки з фонтанної ялинкою.
Малюнок 1 Устаткування гирла свердловини а - трійникова арматура: 1, 11 - фланці, 2, 9 - буфери, 3 - вентиль, 4 - манометр, 5 - засувка, 6-хрестовина, 7, 10-котушки, 8 -трійник, 12-штуцер; б - крестовіковая арматура: 1 - фланець, 2 - ущільнювач, 3, 8, 11 - буфери, 4 - вентиль, 5-манометр, 6-засувка, 7,9-хрестовини, 10 трійник, 12- штуцер, 13 - котушка, 14-фланець
Фонтанна арматура складається з трубної головки і фонтанної ялинки і встановлюється на колонну головку
Трубна головка служить для підвіски фонтанних труб і герметизації міжтрубному простору експлуатаційної колоною і фонтанними трубами. На трубну головку безпосередньо встановлюють фонтану ялинку крестовікового або трійникового типу.
Фонтанна ялинка монтується вище верхнього фланця трубної головки. Вона призначена для:
1) освоєння свердловини;
2) закриття свердловини;
4) контролю і регулювання технологічного режиму роботи свердловини.
Основний елемент фонтанної ялинки крестовікового типу - хрестовина, а тройніковой ялинки - трійник. На ній монтуються штуцери, термометри, установки для введення інгібітора гідратоутворення і корозії, гирлової клапан-відсікач.
Міжтрубномупросторі ущільнюються кільцевими прокладками. Нижні бічні відводи від трубної головки призначені для обробки свердловини і виміру межтрубного тиску. З двох відводів фонтанної ялинки один робочий, другий резервний.
Фонтанна арматура (ялинка) трійникового типу має два трійника. Верхній - робочий, нижній - резервний. Застосовується в особливо складних умовах експлуатації свердловини - при наявності твердих суспензій в потоці газу, що викликають абразивний знос обладнання, газоподібних або рідких корозійних агентів (вуглекислий газ, сірководень, пропіонова, масляна або інші кислоти жирного ряду), при різких коливаннях тиску і температури.
Фонтанна арматура випускається на робочий тиск 4; 4,5; 12,5; 20; 30; 70; і 100 МПа. Гирлової клапан-відсікач (К-301) призначений для автоматичного перекриття вихідний лінії від свердловини (шлейфа) при аварійному підвищенні тиску до нього або зниженні тиску після нього (в шлейфі).
Регулювання дебіту газових свердловин
Дебіт (тиск) змінюється за допомогою різних технічних засобів:
1) нерегульованих штуцерів, постійного або змінного діаметру;
2) регульованих штуцерів;
3) регуляторів тиску;
4) розширювальних машин.
1.3 Підземне обладнання газових свердловин
Підземне обладнання стовбура свердловини дозволяє здійснювати:
1) захист свердловини від відкритого фонтанування;
2) освоєння, дослідження та зупинку свердловини без задавка її рідиною;
3) вплив на привибійну зону пласта з метою інтенсифікації припливу газу до свердловини;
4) експлуатацію свердловини на встановленому технологічному режимі;
5) заміну колони насосно-компресорних (фонтанних) труб без задавка свердловини рідиною.
1.3.1 Елементи підземного обладнання, їх призначення
Для надійної експлуатації газових свердловин використовується наступне основне підземне обладнання: Колона НКТ спускається в свердловину для запобігання обсадної колони від абразивного зносу і високого тиску, для створення певних швидкостей газорідинного потоку і вироблення газонасиченого пласта від низу до верху. Хвостовик застосовується для поліпшення виносу твердих частинок і рідин з вибою свердловини. Разобщітель (пакер) призначений для постійного роз'єднання пласта і затрубного простору свердловини з метою захисту експлуатаційної колони і НКТ від впливу високого тиску, високої температури і агресивних компонентів (Н2S, CO2, кислот жирного ряду), що входять до складу пластового газу. Ніпель служить для установки, фіксування і герметизації а ньому забійного клапана-відсікача. Він спускається в свердловину на колоні НКТ і встановлюється зазвичай вище пакер. Циркуляційний клапан забезпечує тимчасове повідомлення центрального каналу з затрубного простору з метою здійснення різних технологічних операцій: освоєння і задавка свердловини, промивання вибою, затрубного простору в колони НКТ, обробки свердловини різними хімічними реагентами і т. Д. Клапан встановлюється в колоні НКТ під час її спуску в свердловину і витягується разом з нею. Інгібіторний клапан призначений для тимчасового повідомлення затрубного простору свердловини з внутрішнім простором колони НКТ при подачі інгібітору корозії або гідрат освіти в колону. Клапан встановлюється в колоні НКТ під час її спуску і витягується разом з нею (КІМ-89В-350К). Пристрій для автоматичного закриття центрального каналу свердловини призначене для тимчасового перекриття свердловини у нижнього молодика колони фонтанних труб при аварійних ситуаціях або ремонті обладнання гирла. Воно може встановлюватися в різних місцях в НКТ. Kлапан аварійний зрізний КАС168-140 призначений для глушіння (задавка) обладнаній пакером свердловини в аварійній ситуації через затрубний простір, коли не можна відкрити циркуляційний клапан типу КЦ при полощи дротяного пристосування. Встановлюється з колоною НКТ, входить до складу комплекту свердловинного обладнання з діаметром експлуатаційної колони 219 мм на тиск 14 МПа (К0219 / 168-140). Забійні клапани-відсікачі запобігають відкрите фонтанування при пошкодженні або руйнуванні гирлового обладнання та колони НКТ вище місця установки забійного клапана-відсікача. Вони служать автоматичним запірним пристроєм свердловини при демонтажі гирлового обладнання, підйомі колони НКТ з свердловини без задавка рідиною.
Малюнок 1.2 Схема компонування підземного обладнання газової свердловини
Додаткове робоче обладнання для роботи з клапанами-відсікачами включає в себе: посадковий інструмент; уловлювачі; куля з сідлом для посадка пакера; приймальний клапан; головку до свердловинним приладів; вантажі; гідравлічний Ясс; механічний Ясс; шліпсовий замок; вантаж для обриву скребковий дроту; дворогий гак; зрівняльну штангу; інструмент для управління циркуляційним клапаном.
1.4 Види вибоїв газових свердловин
Якщо пласт складний стійкими породами і не містить пропластков обвалення глин, то стовбур свердловини доцільно залишити відкритим (рис.7.3, а). Така конструкція називається відкритий забій. Якщо пласт складний пухкими породами, то для попередження потрапляння піску в експлуатаційну колону проти продуктивного пласта встановлюють фільтр (рис. 7.3 б, в). Описані конструкції застосовуються, коли відсутні водоносні горизонти в пласті, в його покрівлі і підошві.
Малюнок 1.3 Конструкція привибійної частини свердловини з відкритим забоєм 1 - експлуатаційна колона; 2 - цементний розчин; 3 - місце установки манжет; 4 - фільтр - хвостовик; 5 - фільтр - продовження експлуатаційної колони
Інший метод: свердловину бурять кілька нижче підошви продуктивного пласта, спускають експлуатаційну колону, цементують її. Після затвердіння цементного розчину проти продуктивного пласта перфорируют стінку колони і цементне кільце для повідомлення експлуатаційної колони з пластом.
Малюнок 1.4 Види недосконалих свердловин а - свердловина, недосконала за ступенем розкриття; б - свердловина, недосконала за характером розтину, в - свердловина з подвійним видом недосконалості за ступенем і характером розкриття
Свердловина, що розкрила пласт на повну його товщину і має відкритий забій, називається гидродинамически досконалої свердловиною. У практиці такі свердловини зустрічаються рідко. Свердловина, що розкрила пласт не на повну його товщину, однак вона має відкритий забій називається недосконалою за ступенем розкриття. Якщо свердловина обсаджена колоною, зацементувати і перфорована, то вона називається недосконалою за характером розтину.
Розміщено на Allbest.ru