медвежье. Западная Сибирь была и остается надежной сырьевой базой страны

• Название: Западная Сибирь была и остается надежной сырьевой базой страны
• Анкор: медвежье
• Дата: 31.05.2022
• Размер: 2.54 Mb.
• Имя файла: 1999.rtf
• Тип: Документы; #559939
• страница: 3 из 4

3. Конструкция газовой скважины и технологический режим их эксплуатации

3.1 Конструкция газовых скважин [5]
Скважиной называется цилиндрическая горная выработка, имеющая при малом поперечном сечении значительную длину. Начало скважины называется устьем, ее конец – забоем. Все полое пространство скважины от устья до забоя называется стволом.

Назначение скважины – извлечение пластового флюида на дневную поверхность, т.е. скважина является каналом, соединяющим газовый пласт с поверхностью земли.

Весь фонд скважин, предназначенный для добычи газа называется эксплутационным фондом. Кроме эксплутационных имеются еще и контрольные (наблюдательные) скважины.

Каждая скважина за время ее эксплуатации должна иметь устойчивые стенки и надежное разобщение пластов и пропластков друг от друга по всей пройденной скважиной толще пород. Для чего по окончании бурения всего ствола или же после завершения проходки определенного интервала пород в скважину опускают обсадную колонну, которая собирается из высокопрочных стальных труб на резьбовых соединениях и закрепляется в скважине путем заливки цементного раствора в кольцевое пространство между стенками скважины и трубами.

Совокупность данных, характерезующих диаметр пробуренной скважины на разных глубинах, количество, диаметр и длину обсадных колонн, спущенных в скважину, а также интервалы пространства за колоннами, закреплённые цементным кольцом, называется конструкцией скважины. Наиболее простой является одноколонная конструкция, когда в скважину опускается только одна колонна труб, не считая кондуктора и направления.

При любой конструкции скважины последняя обсадная колонна спускается до проектной глубины, называется эксплуатационной колонной, через которую производится эксплуатация скважины.

Устье скважины обвязывается колонной головкой ГКК (головка колонная клиновая) – и фонтанной арматурой.

Скважины месторождения Медвежье оснащаются фонтанными арматурами (ФА) отечественного и зарубежного производства. ФА рассчитаны для работы при температуре до минус 40°С и пластовых давлениях 21 и 35 МПа.

На месторождении принята следующая конструкция скважин (рисунок 3.1):

– кондуктор диаметром 324 мм и проектной глубиной 550 м;

– эксплуатационная колонна диаметром 219 мм и проектной глубиной Н=1250 м;

– НКТ в основном диаметром 168 мм.

Для оборудования скважин используются колонные головки ОКК -1 -210 – 219х324 и фонтанная арматура АФК-150/100–210ХЛ.



1 – однофланцевая колонная головка, 2 – клиновидный трубодержатель, 3 – уплотнительный элемент, 4 – задвижка межколонного давления, 5 – трубная головка, 6 – задвижка затрубного давления, 7 – подвесной барабан, 8 – коренная задвижка, 9 – надкоренная задвижка, 10 – буферная задвижка, 11 – буфер, 12 – рабочие задвижки струн, 13 – контрольные задвижки струн, 14 – штуцер регулируемый угловой.

Рисунок 3.1. Схема обвязки устья газовых скважин фонтанной арматурой АФКб 150х100х210
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 и фонтанная арматура, которая включает в себя трубную головку и «фонтанную елку» с запорными и регулирующими устройствами.

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 минус 40°С; 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.

Устройство и назначение составных частей комплекса скважинного оборудования КСО-168/219–21.

В техническом описании приняты следующие обозначения:

1) комплекс скважинного оборудования КСО 168/219–21.

Комплекс скважинного оборудования предназначен для оснащения вертикальных и наклонно-направленных газовых скважин.

где 168 – условный диаметр лифтовых труб, мм

219-условный диаметр эксплуатационной колонны, мм

21 – рабочее давление, МПа

2) пакер стационарно – съемный гидравлический ПССГ 219–21.

Пакер стационарно – съемный гидравлический предназначен для герметичного разобщения затрубного пространства от пласта и внутренней полости лифтовой колонны с целью защиты эксплуатационной колонны от воздействия скважиной среды.

3) клапан циркуляционный КЦ 168–21.

Клапан циркуляционный предназначен для сообщения и герметичного разобщения внутренней полости лифтовой колонны от затрубного пространства при проведении различных технологических операций в процессе освоения и эксплуатации скважин, оборудованных пакером;

Рабочее положение клапана при эксплуатации – закрытое.

4) клапан забойный КЗ 168 – 21.

Клапан забойный предназначен для перекрытия проходного сечения лифтовых труб. Клапан забойный включает клапан – отсекатель КО 168–21 и замок 3 – 102.

Клапан – отсекатель предназначен для автоматического перекрытия проходного сечения лифтовой колонны при аварийном дебите газа и состоит из переводника, корпуса, удлинителя, лимба и наконечника, соединенных между собой на резьбе.

Замок предназначен для установки клапана забойного в ниппеле посадочном НП 168.146–21.
3.2 Технологический режим эксплуатации скважины
Для того чтобы эксплуатировать скважину при наибольшем дебите, необходимо установить для нее рабочий дебит, наиболее целесообразный с точки зрения технологии, техники и экономики, обеспечивающий бесперебойную, безопасную, безаварийную работу скважины. Для выбора и обоснования рабочего дебита введены понятия максимально допустимого и минимально необходимого дебитов. Максимально допустимый дебит – это дебит, при котором скважина может эксплуатироваться без опасности разрушения пласта, обводнения, вибрации и т.д. Превышать этот дебит недопустимо, так как скважина будет обводняться, начнет разрушаться пласт, возможны аварийные ситуации. Минимально необходимый дебит – это дебит, при котором обеспечивается вынос с забоя жидкости и твердых частиц или, например, не образуются в стволе гидраты.

Рабочие дебиты заключены в пределах между максимально допустимыми и минимально необходимыми. На выбор и обоснование рабочего дебита влияет множество взаимосвязанных и взаимоисключающих факторов. Определяет дебит геологическая служба на срок от 3 до 9 мес.

Технологическим режимом эксплуатации скважины называют совокупность показателей и условий, обеспечивающих наибольший возможный рабочий дебит и нормальную работу оборудования скважины и промысловых сооружений.

Выбор режима работы скважины (депрессия, дебит скважины) зависит от:

1) плотности породы;

2) формы залегания пласта;

3) пористости и проницаемости пласта;

4) характера залегания пластовых вод;

5) количество пробуренных скважин – нагнетательных, добывающих, наблюдательных (пьезометрические);

6) экономическая эффективность при промышленной разработки месторождения.

Заданный режим заносят в технологическую карту эксплуатации скважины, которая служит для оператора руководством к действию. При назначении технологического режима учитываются результаты исследования всех процессов, происходящих в системе «пласт-скважина».

В условиях существенного снижения давления и активного внедрения пластовых вод в залежь, приуроченную к слабо сцементированным коллекторам, рабочие дебиты скважин должны выбираться таким образом, чтобы исключить разрушение пласта-коллектора и перенос продуктов разрушения через скважинное оборудование. Следовательно, необходимо проведение специальных газодинамических исследований скважин в целях назначения оптимальных и максимально допустимых режимов их работы и последующего контроля. Такие исследования целесообразно проводить с применением устьевых сепарационных устройств (УСУ), позволяющих непосредственно на скважине определять количественное содержание механических примесей и капельной влаги на каждом режиме ее работы.

Величина максимально допустимого дебита скважины и продолжительность периода работы скважины до проведения повторных специальных исследований определяются с учетом характера индикаторных кривых, по форме которых можно судить о разрушении коллектора и об очищении призабойной зоны скважины во время проведения исследований, а также результатов общего гидрохимического анализа проб выносимой жидкости, гранулометрического и минералогического анализов проб механических примесей.

Условия, ограничивающие дебит, условно разделены на геологические, технологические, технические и экономические.

Геологические условия могут привести к разрушению пласта в призабойной зоне и образованию языков и конусов обводнения. В рыхлых, слабосцементированных пластах при высоких скоростях газа на забое и больших депрессиях происходит разрушение пласта и вынос на забой твердых частиц. Возникает опасность обвала кровли пласта, а выносимая порода разрушает оборудование скважины и промысловые установки. При исследованиях скважины достаточно точно определяют депрессию и дебит, выше которых происходит разрушение пласта. Эти дебит и депрессию называют максимально допустимыми.

Если дебит и депрессия превышают максимально допустимые, эксплуатировать скважину запрещается.

Если имеется подошвенная вода или скважина расположена вблизи ГВК, при определенных значительных дебитах образуются либо конус, либо языки обводнения. Как только вода начинает поступать на забой скважины, уменьшается ее дебит. Породы пласта набухают и уменьшается проницаемость пласта, она уменьшается и за счет того, что часть сечения пор пласта занята водой. В стволе скважины накапливается столб жидкости, также препятствующий движению газа. Поэтому скважину стремятся эксплуатировать без воды на забое.

Не допускают обводнения, эксплуатируя скважину с дебитами, при которых не образуются конусы и языки обводнения. Иногда при исследованиях определяют дебит, при котором скважина обводняется, называют его максимально допустимым, а эксплуатируют скважину при более низком безводном дебите. Однако даже кратковременное обводнение приводит к необратимому уменьшению проницаемости пласта и, следовательно, к уменьшению производительности. Поэтому допустимый безводный дебит стремятся определить расчетным путем.

После ГИС задаваясь дебитом по всему отдельно взятому промыслу можно рассчитать для любой скважины давление на устье и наоборот, задаваясь дебитом рассчитать давление. В результате получаем оптимальный режим работы скважины.

Технологические условия состоят в необходимости поддерживать на устье давление, достаточное для внутрипромысловой транспортировки продукции скважины, создания определенных условий сепарации и подачи газа в газопроводы. Кроме того, стремятся регулировать давление и температуру в стволе скважины в таких пределах, чтобы не образовывались гидраты. На забое необходимо поддерживать довольно высокие скорости (2 – 10 м/с), чтобы обеспечить вынос из скважины жидкости и твердых частиц.