Нефтяные и газовые скважины

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Конструкция оборудования забоев скважин

 

Перфорированный забой при  вскрытии пласта, склонного к пескопроявлению, не обеспечивает надежную защиту скважины от поступления песка и образования  песчаных пробок на забое. Для защиты от песка против перфорированного интервала размещают дополнительный фильтр для задержки песка. При этом фильтрационное сопротивление потоку пластовой жидкости резко возрастает.

 

• надежная изоляция различных пропластков, не вскрытых перфорацией;
• возможность вскрытия пропущенных или временно законсервированных нефтенасыщенных интервалов;
• возможность поинтервального воздействия на призабойную зону пласта (различные обработки, гидроразрыв, раздельная накачка или отбор и др.);
• устойчивость забоя скважины и сохранение ее проходного сечения в процессе длительной эксплуатации.

 

Рис 4.1 г.

Перфориро-

ванный 

забой

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Конструкции газовых скважин

 

а - Майкопское ГК месторождение (скв. 37), 146 мм обсадная колонна (сварная); б - Вуктыльское ГК месторождение; в - Уренгойское ГК месторождение (скв. 22); г - Медвежье газовое месторождение (высокодебитная скв. 18);

1 - хвостовик; д - ПХГ-1, е - ПХГ-2

 

Рис. 4.2. Конструкции скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях:

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Конструкции газовых скважин

 

где L - глубина скважины; R - удельная газовая постоянная; Т - средняя температура на длине (L - h); ρ_^ср - средняя объемная плотность горных пород разреза на длине h; P_^н - начальное пластовое давление газа; g - ускорение свободного падения; ρ_^в - плотность пластовой воды.

 

Глубину спуска кондуктора в  газовых скважинах Н (в м) определяют подбором из равенства

 

или приближенно

 

    Малая вязкость газа требует особых мер по созданию герметичности обсадных колонн и межтрубного пространства газовых скважин.

  Герметичность обсадных труб достигается применением резьбовых соединений на концах труб и муфтах с трапецеидальной формой поперечного сечения с тефлоновыми уплотнительными кольцами, использованием фторопластовой уплотнительной ленты, герметизирующих уплотнительных составов для муфтовых соединений типа УС-1, ГС-1.

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Оборудование устья газовой  скважины

 

    Герметичность заколонного пространства обеспечивается применением цементов определенных марок, дающих газонепроницаемый, трещиностойкий цементный камень.

 

Рис. 4.3. 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.

 

Оборудование устья газовой  скважины состоит из трех частей:

1) колонной головки,    2) трубной головки и    3) фонтанной елки.

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Оборудование устья газовой  скважины

 

Рис. 4.4. 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.

 

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

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Оборудование устья газовой  скважины

 

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

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Оборудование устья газовой  скважины

 

Рис. 4.6. Комплекс устьевого оборудования для высокодебитных скважин:

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

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

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.

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Подземное оборудование ствола газовых скважин

 

Рис. 4.8. Разобщитель (пакер) НКР-1 фирмы “Камко” (США)

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Подземное оборудование ствола газовых скважин

 

Рис. 4.9. Пусковая пробка РЕ-500:

  1 - корпус клапана;

  2 - шар; 3 - седло;

  4 - резиновое кольцо;

  5 - срезные тарированные штифты

 

Рис. 4.10.  Забойный прямоточный клапан-отсекатель ОЗП-73

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Подземное оборудование ствола газовых скважин

 

Рис. 4.11. 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

 

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.

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

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.

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Коррозия оборудования ствола газовых скважин

 

    В качестве ингибиторов коррозии используются кубовый остаток разгонки масляного слоя, имеющий промышленное название И-1-А, смесь аминокислоты и полиамина жирного ряда с длинной цепью РА-23, и другие: катапин БПВ, КИ-1, КПИ-1, ПБ-5, БА-6, “Виско”, ИФХАНгаз, Донбасс-1, И-25-Д.

    На месторождениях с высокими пластовыми давлениями и низкими температурами используются комплексные ингибиторы коррозии и гидратообразования типа КИГИК.

    В последние годы стали изготовляться высокогерметичные коррозионностойкие насосно-компрессорные трубы НКТ-114 из сталей марок 18X1ГМФА, 18Х1Г1МФ группы прочности К, размером 114 х 7 мм для оборудования скважин на месторождениях, содержащих сероводород. Они выдерживают давление до 50 МПа.

   Впервые колонна НКТ из труб НКТ-114 была спущена в скв. 234 Оренбургского газоконденсатного месторождения. 76.

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

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).

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Оборудование забоя газовых  скважин

 

Рис. 4.12. 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.

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Оборудование забоя газовых  скважин

 

Рис. 4.13. Принципиальная схема намыва гравийного фильтра в скважине подземного хранилища газа:

 1 - обсадная колонна диаметром 146 мм; 2 - противовыбросовая головка;

 3 - манометр; 4 - соединительные трубы; 5 - кран, регулирующий подачу гравия; 6 - бункер для гравия, 7 - цементировочный агрегат; 8 - емкости с водой.

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Оборудование забоя газовых  скважин

 

Рис. 4.14. 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

Перейти на первую страницу

 

Эксплуатация нефтяных и  газовых скважин

 

Приток жидкости к перфорированной  скважине

 

Два крайних случая геометрической характеристики забоя:

• Нет отверстий в обсадной колонне. Тогда, очевидно q_^п = 0, С = .
• Вся поверхность обсадной колонны в пределах толщины пласта покрыта перфорационными отверстиями. В этом случае геометрия потока не будет отличаться от геометрии потока к забою скважины с открытым забоем. В этом случае С = 0.

  

 

Таким образом, величина С должна изменяться от 0 до . С увеличением числа перфорационных отверстий n, их диаметра d, а также глубины L перфорационных каналов в породе пласта дополнительное фильтрационное сопротивление R_^доп  должно уменьшаться, а следовательно, должно уменьшаться С. Таким образом,

 

Задача о притоке жидкости к перфорированной скважине была решена методом электрогидродинамических аналогий (ЭГДА), основанном на тождественности уравнений фильтрации и распространения электрического тока в геометрически подобных системах.