Rakhmatullin_otchet_po_praktike ФИНИШ. 4. технологическая схема сбора и подготовки газа на укпг1В
 Скачать 1.52 Mb.
|
Юрская системаОтложения юрской системы представлены терригенными породами: глинами (аргиллитами), песчаниками, алевролитами с маломощными прослоями известняков и множеством пропластков и пластов углей и битуминозных глин. Они подразделяются на шесть свит: береговую, толщиной порядка 600 м; ягельную толщиной до 150 м; котухинскую толщиной около 500 м; тюменскую толщиной 580-620 м; абалакскую толщиной 30-50 м; баженовскую толщиной 75 м. В кровле тюменской свиты выделяется песчано-алевролитовый регионально нефтегазоносный пласт Ю2, залегающий на Ямбурге в скв. 500 на глубине 3754 м. Меловая системаОтложения меловой системы представлены нижним и верхним отделами. Нижнемеловые отложения подразделяются на сортымскую, тангиловскую и покурскую (нижняя часть) свиты. Сортымская свита сложена преимущественно аргиллитами темно-серыми, алевритистыми, часто карбонатными. В основании свиты залегает ачимовская толща, представленная чередованием алевролитовых и глинистых пород. В верхней части свиты присутствуют пласты песчаников БУ10, БУ11 и БУ12. Общая толщина свиты 450-550 м. Тангаловская свита, толщина которой достигает 1150-1310 м, подразделяется на три подсвиты: нижнюю, среднюю и верхнюю. Нижняя подсвита представлена аргиллитами с прослоями песчаников и алевролитов (пласты БУ9-БУ80); средняя - чередованием глин и пачек песчано-алевролитовых пород, которые выделяются под индексами БУ7-БУ1-2; верхняя- аргиллитами, алевролитами и песчаными пластами, индексируемыми от АУ11 до АУ14. Покурская свита сложена переслаиванием песчаников, алевролитов и глин с пропластками и линзами углей. Общая толщина свиты составляет 826-987 м. Следует отметить, что по возрасту к отложениям нижнего мела относятся лишь нижняя и средняя части разреза свиты, а верхняя - имеет верхнемеловой (сеноманский) возраст. Отложения верхнего мела подразделяются на покурскую (верхняя часть), кузнецовскую, березовскую и ганькинскую свиты. Они представлены главным образом глинами, за исключением верхней части покурской свиты (сеноманской толщи), сложенной мелкозернистыми песчаниками, песками, алевролитами, глинистыми алевролитами с маломощными прослоями глин и известняков. К кровле покурской свиты приурочена основная по запасам сеноманская газовая залежь. Общая толщина верхнемеловых отложений порядка 500-625 м. Палеогеновая системаВ отложениях палеогеновой системы выделяются ганькинская (верхняя часть), тибейсалинская и люлинворская свиты. Разрез сложен глинами с прослоями песков и алевролитов, песками с прослоями алевритовых глин, опоковидными глинами с линзами алевролитов. Общая толщина палеогеновых отложений составляет 450-500 м. Четвертичная системаЧетвертичные отложения, залегающие на размытой поверхности палеогена, представлены песками с включениями гальки и гравия, глинами, супесями, суглинками, пластами торфа в верхней части. Толщина четвертичных отложений составляет 60-145 м. 1.2 Тектоника Согласно тектоническому районированию Ямбургское месторождение находится в северной зоне Западно-Сибирской впадины, в пределах Медвежье-Ямбургского мегавала. Месторождение приурочено к крупному Ямбургскому поднятию, расположенному в северной части мегавала. С юга к нему примыкают осложняющие мегавал Харвутинское, Ныдинское и Медвежье поднятия. Высокоамплитудное куполовидное Ямбургское поднятие на юге через неглубокий прогиб соединяется с Харвутинским поднятием. Эти поднятия объединены общим контуром газоносности сеноманской залежи и представляют собой как бы единую валообразную структуру, вытянутую в северо-восточном направлении. Длина этой структуры составляет около 175 км, а ширина - 25-50 км. Высота поднятия более 220 м. Ямбургское поднятие резко выражено, занимает гипсометрически приподнятое положение и его сводовая часть располагается на 140 м выше по сравнению со сводом Южно-Харвутинской структуры. Собственно Ямбургское куполовидное поднятие по данным бурения простирается в северо-северо-восточном направлении и имеет ассиметричное строение. На крутом западном крыле углы падения кровли сеномана достигают 1°15', на восточном- не превышает 30-40'. Северная периклиналь структуры резко вытянута, очень пологая по сравнению южной и вероятно имеет сложное строение. Северо-восточную часть Ямбургского поднятия осложняет крупный структурный нос, вытянутый в сторону Находкинского и Юрохаровского месторождений. В связи с этим на структурных картах по нижнемеловым отложениям ось сводовой части поднятия ориентирована в широтном направлении. В пределах структурного носа наблюдается несколько мелких куполовидных структур. По кровле продуктивной толщи сеномана размеры собственно Ямбуркского поднятия составляют 85х50 км и высота - более 220 м. Структурная карта по кровле продуктивного плата представлена на рисунке 1.2  Рисунок 1.1 – Структурная карта по кровле продуктивного пласта 1.3 Газоносность Ямбургское месторождение расположено в пределах северной части Надымского нефтегазоносного района Надым - Пурской нефтегазоносной области. В разрезе месторождения выделяются две мощные продуктивные толщи. Одна из них приурочена к отложениям неокома тангаловской свиты, вторая - к отложениям сеномана покурской свиты. Продуктивная толща тангаловской свиты неокома представлена переслаиванием песчано-алевролитовых и глинистых пластов с углистыми остатками и пропластками углей. Толщина ее примерно составляет 550-650 м. В продуктивной толще установлено 15 продуктивных горизонтов от БУ3 до БУ3 . Продуктивные горизонты в отдельных частях разреза представляют собой крупные (толщиной 30-35 м) песчано-алевролитовые пачки (горизонт БУз1), в большинстве случаев они состоят из нескольких изолированных или полуизолированных песчано-алевролитовых пластов толщиной 0,4-24 м. Одни из них имеют линзовидное строение, другие - выклиниваются в сводовой части или на склонах поднятия и лишь отдельные пласты прослеживаются в пределах всего месторождения. В связи с разобщенностью песчано-алевролитовых горизонтов, а также пластов-коллекторов одного и того же горизонта ГВК в них находятся на разных гипсометрических уровнях. Продуктивные горизонты характеризуются сравнительно низкими фильтрационно-емкостными свойствами. Преобладают коллекторы V и IV классов и в редких случаях встречаются коллекторы III класса. Дебиты газа изменяются от 16 до 820 тыс. м3/сут. В неокомской продуктивной толще присутствуют залежи преимущественно литологически экранированные и линзовидные, реже пластового оводового типа. Залежи газа расположены в интервале глубине от 2500 до 3350 м. Среди выявленных залежей наиболее крупная (БУ83) имеет размеры 31х41 км, а высоту - около 327 м. К сеноманской продуктивной толще приурочены основные запасы газа месторождения. Она представлена континентальными песчано-алевролитовыми, часто слабосцементированными породами с подчиненными прослоями глин и пропластками углей. Песчаники и алевролиты характеризуются высокими фильтрационно-емкостными свойствами. Значительное место в разрезе продуктивных отложений занимают коллекторы I, II, и III классов, что определяет высокую продуктивность скважин. Рабочие дебиты разведочных скважин достигают 780 тыс. м3 сут., а в эксплуатационных скважинах они колеблются от 400 до 2000 тыс. м3 сут., при оптимально-допустимых депрессиях до 0,6 МПа. Газовая залежь в сеномане относится к массивному типу. Газоводяной контакт ее находится на отметках - 1158,4-1176 м и имеет наклон в северовосточном направлении. Залежь вскрыта в интервале глубин 997,6-1210,0м, ее размеры составляют 85х45 км, а высота более 220 м. 2. СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ЯМБУРГСКОГО ГКМ [3] По состоянию на 1.01.2004 г. на Ямбургском месторождении работали 9 УКПГ и 3 УППГ, фонд действующих скважин составлял 861 единицу. Суммарный отбор газа в 2003 году составил 144,66 млрд.м3, с начала разработки отобрано 2383,455 млрд.м3 или 41,76 % от начальных утвержденных запасов.. Начальные и текущие запасы представлены в таблице 2.1 Месторождение вступает в период перехода с постоянной на падающую добычу, т.к. основная центральная часть залежи, в которой сосредоточены основные запасы (зоны УКПГ-1,2,3,5,6), выработана на 50% и более. Таблица 2.1- Начальные и текущие запасы
Принимая во внимание недостаточную равномерность отборов по площади, в коррективах проекта разработки (ВНИИГаз, 1997г.) было предусмотрено добуривание северных частей месторождения (зоны УКПГ-3В,7) 47-ю скважинами, ускоренный ввод в разработку Анерьяхинского участка, а также дальнейшее разбуривание и ввод в разработку новых скважин Харвутинского участка. Это позволило бы скомпенсировать падение добычи по основной части залежи и сохранить уровень суммарных отборов с Ямбургского месторождения в пределах 145-156 млрд.м3/год, обеспечить более плавное снижение уровней отборов в будущем. Процесс несоответствия проектных и фактических отборов газа, а также связанных с ними других технологических показателей будет, скорее всего, в будущем углубляться по мере отставания сроков ввода мощностей и, прежде всего, вторых очередей ДКС. Такое положение с отставанием сроков ввода мощностей отмечается в течение всей истории месторождения. В конечном итоге это привело к целому ряду негативных последствий. Необходимо отметить, что несоответствие фактических показателей проектным (годовые суммарные отборы, средние дебиты на одну скважину, устьевые и пластовые давления) по годам разработки и связано в основном с отставанием сроков ввода производственных мощностей. Так например, поздний ввод УКПГ-3В,7 привел в итоге к повышенным (до 6% и более в год от начальных запасов) отборам по зонам других УКПГ. В итоге, уровень годовых отборов в 185 млрд.м3 оказался недоступным (максимум отборов достигнут в 1994 году и составил 174 млрд.м3). Неравномерное дренирование залежи в целом, образование значительного количества локальных депрессионных воронок, неравномерный подъем ГВК и, как следствие, разрушение призабойных зон, вертикальное конусное подтягивание пластовой воды в зонах «литологических окон», присутствие пластовой воды и мех. примесей в продукции ряда скважин привели к необходимости внесения корректив в проект разработки (1997г.), пересмотру технологических показателей разработки. В результате в 1998-1999 годах несоответствие целого ряда показателей проектным становится менее заметным. В 2003 году суммарный годовой отбор из сеноманской залежи составил 101% от проектного. По зонам УКПГ годовые отборы нигде не соответствовали проектным и составили от 90,7% до 121,9% от проекта. По УКПГ-1,6,7 они ниже проектных; по УКПГ-2,4,5 – выше проектных, на УКПГ-3 и 8 близки к проектному. Такое перераспределение добычи между УКПГ связано, прежде всего, с фактическим состоянием фонда скважин и отставанием от сроков ввода ДКС, с количеством бездействующих скважин на каждом УКПГ, числом скважин, работающих с различными осложнениями. Наибольшие значения падения пластового давления на 1 млрд.м3 добытого газа по зонам УКПГ показывает, что наибольшие величины этого параметра на УКПГ-3В,7,8, введенных в разработку с опозданием, связаны прежде всего с интенсивными перетоками газа из этих зон в центральные зоны месторождения. Совершенно очевидно, что локальные «прорывы» ГВК связаны с литологическими особенностями строения продуктивной части разреза, соотношением песчаной и глинистой его составляющими, удельным весом пород-суперколлекторов в разрезе. В меньшей степени подъем ГВК связан с величиной отборов по кустам и положением куста на площади (например с высотой залежи). В целом можно говорить о том, что в центральных зонах УКПГ-1,2,3,5 доля пород–суперколлекторов колеблется от 40 до 50%. Периферийные зоны УКПГ-3В,7,8, средняя высота залежи которых составляет 57-80 метров, характеризуется увеличением доли глин и заглинизированных коллекторов. Имеющаяся информация о строении разреза на каждом отдельном кусте (от начального ГВК до кровли сеномана) и особенность разреза, уже пройденного ГВК, позволяет прогнозировать его движение в будущем, регулировать технологическими режимами темп его подъема. Наиболее выраженный подъем ГВК от 30 метров и больше отмечается на следующих кустах: №№ 104(32м.), 114(45,2м.), 602(38,0м.), 605(30,4м.), 611(32,3м.), 705(36,4м.), 707(29,8м.). Наиболее интенсивный подъем по годам разработки (выше 3-х метров в год) отмечается на следующих кустах: №№ 114, 302, 404, 412, 413, 416, 418, 511, 602, 605, 608, 615, 705, 707, 709, 710, 713, 716, 801. Наиболее интенсивным подъемом ГВК в зависимости от отборов характеризуются кусты: №№ 403(3,3 м./млрд.м3), 404(3,3 м./млрд.м3), 412(5,5 м./млрд.м3), 413(5,5 м./млрд.м3), 416(17,7 м./млрд.м3), 418(6,2 м./млрд.м3), 705(3,1 м./млрд.м3), 707(4,1 м./млрд.м3), 710(4,2 м./млрд.м3), 716(5,3 м./млрд.м3), 801(8,7 м./млрд.м3), 802(5,8 м./млрд.м3), 803(4,1 м./млрд.м3). Причем на ряде из этих кустов коллекторские свойства разреза выше текущего ГВК лучше, чем у пород, которые ГВК уже прошел и поэтому можно прогнозировать более интенсивный его подъем в дальнейшем. Кроме того, анализ данных по подъему ГВК позволяет сделать вывод о том, что прогноз дальнейшего его подъема на каждом УКПГ имеет свои особенности. Так, например, если в центральных зонах подъем практически не зависит от отборов, а в большей степени связан с литологией слагающих пород, то на периферии (УКПГ-1В,3В,7,8) можно отметить его хорошую связь с интенсивными отборами по кустам. При этом подъем происходит не всегда плавно, (вертикальные прорывы могут достигать 5-10 метров в год) а чаще всего дискретно, и этот процесс в последние 2-3 года усложняет процесс эксплуатации скважин. Следствием такого движения ГВК является активное проявление пластовой воды в продукции многих скважин. Объем добываемой воды на УКПГ особенно возрастает в зимнее время при увеличении общих объемов, идет интенсивное разрушение призабойных зон скважин, разрушение устьевых обвязок, наблюдаются повышенные выносы мехпримесей, в шлейфах кустов образовываются жидкостные пробки, идет перерасход метанола, значительные температурные потери ведут к гидратным режимам работы шлейфов. Подавляющее большинство простоев скважин связано с процессами обводнения и разрушения призабойных зон. В настоящее время на месторождении по всему фонду скважин в летнее время, не реже одного раза в два года, проводятся специальные исследования на предмет выноса воды и механических примесей, отбираются пробы жидкости, геофизическими методами на проблемных скважинах определяется профиль и характер притока газа, анализируются технологические режимы работы скважин, проводятся водоизоляционные работы при капитальных ремонтах скважин. Пластовые водопроявления на Ямбургском месторождении имеют три особенности. Есть скважины, в которых текущий ГВК поднялся до нижних перфорационных отверстий и объем добываемой воды при таком прямом поступлении в скважину зависит лишь от того какова доля нижних проперфорированных интервалов, находящихся под ГВК, в общем дебите скважин (например скважины кустов №№ 114, 419, 605, 611, 705). Большинство пластовых водопроявлений связано с некачественными цементажами эксплуатационных колонн. В одних случаях, это те скважины, которые вскрыли начальный ГВК с целью контроля за его положением (на 26 кустах положение ГВК на сегодняшний день вообще не отслеживается). В других случаях, это те скважины, в которых текущий ГВК поднялся до геологических забоев скважин, в ряде случаев – до искусственных забоев. При этом пластовая вода поступает в нижние перфорационные отверстия через заколонное пространство, а ее объем целиком зависит от состояния цементного камня за эксплуатационной колонной, степени разрушения призабойной зоны и в какой-то степени может регулироваться технологическими режимами работы конкретной скважины, т.к. зависит от задаваемой депрессии. Многие пластовые водопроявления зачастую здесь определяются неоднозначно, т.к. даже прямые геофизические методы иногда определяют такую незначительность водопритока, которая не сказывается на работе скважины. Третья особенность пластовых водопроявлений также связана с некачественным цементом за эксплуатационной колонной, но в данном случае текущий ГВК может находится значительно ниже геологического забоя скважины, а пластовое водопроявление связано с тем, что в скважине может быть вскрыта верхняя часть мощной толщи (до20-25 метров) суперколлектора., и в том случае, когда идет интенсивная отработка данного объекта, пластовая вода может поступать по литологическому окну вертикально конусом (скважины кустов №№ 707, 712, 717). В связи с вышеизложенным особое значение приобретает правильное регулирование оптимальных отборов по кустам в технологических режимах, качественное проведение капитальных ремонтов скважин. В случае невозможности проведения водоизоляционных работ одновременно на большом количестве проблемных скважин во избежание остановок скважин, депрессии и скорости потока в скважинах должны обеспечивать вынос пластовой воды. С другой стороны технологические режимы работы скважин должны обеспечивать безгидратную работу шлейфов, уменьшение перерасхода метанола, безаварийную эксплуатацию устьевых обвязок. Еще более важное значение установление технологических режимов приобретает для скважин и кустов, с ожидаемыми пластовыми водопроявлениями (в свете прогноза подъема ГВК, возможного попадания в ближайшем будущем в интервалы «суперколлектора», наличия некачественного цементажа), но не подтвержденными на сегодняшний день. 3. КОНТРУКЦИЯ ДОБЫВАЮЩИЕЙ СКВАЖИНЫ ЯГКМ [2] 3.1 Конструкция скважин Под конструкцией скважины понимают совокупность данных о количестве и глубинах спуска обсадных колонн, диаметрах обсадных колонн, диаметрах ствола скважины для каждой из колонн и интервалах цементирования. Конструкция скважины должна обеспечивать: доведение скважины до проектной глубины; вскрытие продуктивного пласта по заданному способу; минимум затрат на строительство скважины. С целью сокращения капитальных затрат на разбуривание и обустройство Ямбургского газоконденсатного месторождения, повышения эффективности его разработки основным принимается кустовой наклонно-направленный способ строительства скважин, в том числе с горизонтальным окончанием. Расстояние между устьями скважин принимается равным 40м. В соответствии с требованиями «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности», а также на основании имеющегося опыта строительства скважин на месторождении Севера Тюменской области вся толща мерзлых пород, включая мощность нулевой изотермы, перекрывается кондуктором. С учетом этих требований глубина спуска 324 мм кондуктора составляет 500 – 550 м. Одним из основных требований при выборе глубины спуска кондуктора – установка башмака колонны в плотные глины. Наиболее эффективным и экономически выгодным является пяти-интервальный профиль скважины, включающий в себя: вертикальный участок, первый набор кривизны, тангенсальный интервал, второй набор кривизны и горизонтальный интервал. С учетом наличия ММП набор угла наклона ствола скважины необходимо осуществлять из под башмака кондуктора. Для предотвращения интенсивного желообразования предусматривается спуск 245 мм технической колонны с установкой башмака в кровле газоносного горизонта и последующим цементированием до устья скважины. Эксплуатационная колонна диаметром 168 мм спускается до забоя с установкой фильтра в продуктивном пласте. Интервал набора кривизны рекомендуется обсаживать как можно скорее. Исходя из геокриологических свойств мерзлых пород, в интервале их залегания обсадные колонны должны комплектовать высокопрочными трубами, предотвращающими смятие крепи давлением обратного промерзания. Толщина стенки и группа прочности стали труб обсадных колонн, спускаемых в ММП, должна выбираться в соответствии с РД1000158758-160-94 «Методика определения прочностных характеристик обсадных труб, спускаемых в зону ММП» (ТюменьНИИГГ). 3.2 Обвязка типовой скважины Скважины Ямбургского газоконденсатного месторождения оснащаются фонтанными арматурами отечественного и зарубежного производства. По контрактам с Румынией на Ямбургское месторождение, в связи с неналаженностью производства ФА для работы при температуре окружающей среды минус 60 ºС на румынских предприятиях, поставляются ФА, рассчитанные для работы при температуре до минус 40 ºС и пластовых давлениях 21 и 35 МПа. Устьевое оборудование скважин предназначено для герметизации устья скважины, контроля и регулирования режима ее эксплуатации и регулирования проведения различных технологических операций. В комплект устьевого оборудования входят колонная головка ОКК-1-210-219*324 и фонтанная арматура АФК-150/100-210ХЛ, которая включает в себя трубную головку и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами.  Рисунок 3.1 – Схема конструкции скважины №4231 ЯГКМ. Фонтанные арматуры предназначены для каптажа и регулирования дебита смеси нефти, газа и воды на устье скважины при естественном фонтанировании при рабочем давлении до 70 МПа, и температуре окружающего воздуха до -40 0С; имеют наружную защиту для условий умеренного холодного климата, согласно техническим условиям контракта. Колонные головки предназначены для подвешивания и обвязки обсадных колонн (эксплуатационных и промежуточных), для герметизации кольцевого зазора между ними на устье скважин и установки запорного оборудования в процессе бурения и эксплуатации скважин.  Рисунок 3.2 – Схема фонтанной арматуры сеноманских скважин ЯГКМ. 1 – буферный фланец под манометр; 2 – буферная задвижка; 3 – контрольная струнная задвижка; 4 – рабочая струнная задвижка; 5 – угловой штуцер; 6 – надкоренная задвижка; 7 – фланцевое соединение; 8 – коренная задвижка; 9 – трубная головка; 10 – контрольная затрубная задвижка; 11 – рабочая затрубная задвижка; 12 – колонная задвижка; 13 – кран высокого давления; 14 – затрубная задвижка; 15 – межколонная задвижка. 3.2.1 Регулирование дебита газовых скважин Дебит (давление) изменяется при помощи различных техниче¬ских средств: 1) нерегулируемых штуцеров, постоянного или пе¬ременного диаметра; 2) регулируемых штуцеров; 3) регуляторов давления; 4) расширительных машин. Штуцер регулируемый ШР-12 предназначен для ручного регулирования дебита газовых скважин изменением площади проходного сечения для газового потока. Он может быть выполнен в сероводородостойком исполнении для регулирования дебита газовых скважин, в продукции которых объемное содержание как сероводорода, так и углекислого газа не превышает 6 % (ШР-12С). 3.3 Подземное оборудование газовых скважин Подземное оборудование ствола скважины позволяет осуществлять: 1) защиту скважины от открытого фонтанирования; 2) освоение, исследование и остановку скважины без задавки ее жидкостью; 3) воздействие на призабойную зону пласта с целью интенсификации притока газа к скважине; 4) эксплуатацию скважины на установленном технологическом режиме; 5) замену колонны насосно-компрессорных (фонтанных) труб без задавки скважины жидкостью. 3.3.1 Элементы подземного оборудования, их назначение Для надежной эксплуатации газовых скважин используется следующее основное подземное оборудование: Колонна НКТ 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. Хвостовик применяется для улучшения выноса твердых частиц и жидкостей с забоя скважины. Разобщитель(пакер) предназначен для постоянного разъединения пласта и затрубного пространства скважины с целью защиты эксплуатационной колонны и НКТ от воздействия высокого давления, высокой температуры и агрессивных компонентов (Н2S, CO2, кислот жирного ряда), входящих в состав пластового газа. Ниппель служит для установки, фиксирования и герметизации а нем забойного клапана-отсекателя. Он спускается в скважину на колонне НКТ и устанавливается обычно выше пакер. Циркуляционный клапан обеспечивает временное сообщение центрального канала с затрубным пространством с целью осуществления различных технологических операций: освоения и задавки скважины, промывки забоя, затрубного пространства в колонны НКТ, обработки скважины различными химическими реагентами и т. д. Клапан устанавливается в колонне НКТ во время ее спуска в скважину и извлекается вместе с ней. Ингибиторный клапан предназначен для временного сообщения затрубного пространства скважины с внутренним пространством колонны НКТ при подаче ингибитора коррозии или гидрат образования в колонну. Клапан устанавливается в колонне НКТ во время ее спуска и извлекается вместе с ней (КИМ-89В-350К). Устройство для автоматического закрытия центрального канала скважины предназначено для временного перекрытия скважины у нижнего юнца колонны фонтанных труб при аварийных ситуациях или ремонте оборудования устья. Оно может устанавливаться в различных местах в НКТ. Kлапан аварийный срезной КАС168-140 предназначен для глушения (задавки) оборудованной пакером скважины в аварийной ситуации через затрубное пространство, когда нельзя открыть циркуляционный клапан типа КЦ при полощи проволочного приспособления. Устанавливается с колонной НКТ, входит в состав комплекта скважинного оборудования с диаметром эксплуатационной колонны 219 мм на давление 14 МПа (К0219/168-140). Забойные клапаны-отсекатели предотвращают открытое фонтанирование при повреждении или разрушении устьевого оборудования и колонны НКТ выше места установки забойного клапана-отсекателя. Они служат автоматическим запорным устройством скважины при демонтаже устьевого оборудования, подъеме колонны НКТ из скважины без задавки жидкостью.
3.4 Виды забоев газовых скважин Если пласт сложен устойчивыми породами и не содержит пропластков обваливающихся глин, то ствол скважины целесообразно оставить открытым (рис.7.3, а). Такая конструкция называется открытый забой. Если пласт сложен рыхлыми породами, то для предупреждения попадания песка в эксплуатационную колонну против продуктивного пласта устанавливают фильтр (рис. 7.3 б, в). Описанные конструкции применяются, когда отсутствуют водоносные горизонты в пласте, в его кровле и подошве.
|
