Лекция № 2. Назначение, конструкция и характеристика основных узлов оборудования устья газовых скважин



Лекция № 1. Назначение, область применения, устройство, принцип действия и технические характеристики установки для ОРЭ двух объектов с раздельным подъемом жидкости.

Многие газовые и газоконденсатные месторождения многопластовые. Разработка и эксплуатация таких месторождений возможна двумя методами. При первом методе каждый газовый пласт эксплуатируется самостоятельными сетками скважин, при втором - одновременно, но раздельно два или три пласта одной скважиной. Метод одновременной раздельной эксплуатации (ОРЭ) двух и более пластов одной скважиной имеет следующие технико-экокомические преимущества: уменьшается общее число добывающих скважин для разработки двух пластов; сокращается общая протяженность промысловых газосборных трубопроводов; ускоряется ввод в эксплуатацию новых газоконденсатных залежей; уменьшаются капитальные вложения в строительство скважин и поверхностное оборудование, сокращается численность обслуживающего персонала.

Выбор объектов для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной зависит от состава пластовых газов, разности давлений и температур газа в пластах, расстояния по вертикали между пластами, режима эксплуатации пластов.

Объединение возможно, если составы пластовых газов однотипны, разность давлений и температур невелика, расстояние между пластами не меньше 10 м, одинаковы режимы эксплуатации залежей.

Метод одновременной раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной затрудняет исследование пластов в этих скважинах, воздействие на призабойную зону с целью увеличения дебитов пластов, ремонтные работы в скважине, требует увеличения числа наблюдательных скважин и скважин для регулирования систем разработки пластов.

Для разобщения пластов в скважине при их одновременной раздельной эксплуатации применяют пакеры, разобщающие межтрубное кольцевое пространство между обсадной колонной и колонной НКТ. Пакер устанавливают ниже верхнего газоносного пласта и закрепляют внизу колонны НКТ. Газ из верхнего пласта отбирают по межтрубному пространству, из нижнего - по колонне НКТ.

Для одновременной раздельной эксплуатации двух пластов одной скважиной на глубине 2000 - 3000 м и более в СевКавНИПИ-нефти разработана установка ГУЭ2ГП, обеспечивающая надежное разобщение газовых пластов при больших перепадах давлений и температур, независимое регулирование работы каждого пласта. Установка допускает эксплуатацию верхнего пласта по затруб-ному пространству, нижнего - по НКТ, а при необходимости эксплуатацию обоих пластов по НКТ.

Скважинная установка для эксплуатации двух газовых пластов (ГУЭ2ГП) одной скважиной показана на рис. 1. Она состоит из гидравлического переключающего устройства (ГПУВ) Г и шлип-сового пакера П. Переключающее устройство предназначено для разобщения трубного и затрубного надпакерного пространств. Управляется устройство гидравлически при помощи шаров, спускаемых в скважину на проволоке через НКТ.

Устройство состоит из корпуса 5, в верхний конец которого ввернут сальник 8, а в нижний - переводник 1. Внутри размещен цилиндр 3, который прижат к упорному диску, опирающемуся на торец сальника.

В корпусе сальника размещен подвижный поршень 4, который на нижнем конце имеет головку, образованную уплотняющими и упорными кольцами,

 

Рис. 1. Скважинная установка для эксплуатации двух газовых пластов одной скважиной ГУЭ2ГП:

а - схема размещения ГУЭ2ГП в скважине; б - переключающее устройство установки; 1- переводник; 2, 9 - нижнее и верхнее седло соответственно; 3 - цилиндр; 4 - поршень; 5 - корпус; 6 - отверстия; 7 - кожух; 8 - сальник; 9 – седло

сжатыми гайками. Длина хода поршня в цилиндре равна 45 мм. Надпорш-невое пространство на наружной поверхности цилиндра пазами соединено с трубным пространством ниже седла 2. В корпусе сальника и в верхней части поршня просверлено по шесть отверстий 6 диаметром и = 10 мм. Отверстия по горизонтали совпадают с отверстиями в распорном кольце при крайнем верхнем положении поршня и перекрываются глухим кольцом при нижнем его положении.

На корпусе сальника помещен кожух 7, предохраняющий обсадную колонну от прямого воздействия струи при прокачке через НКТ в затрубное пространство. Для сообщения трубного и за-

трубного надпакерного пространства, т. е. для перевода поршня из нижнего положения в верхнее, через лубрикатор фонтанной арматуры в трубы спускают груз с навинченным на нижнем конце специальным шаром диаметром 38 мм.

После того как шар садится на нижнее седло, над ним создается гидравлическое давление, на 6 - 7 МПа выше существовавшего. Это давление, действуя снизу на головку поршня, заставляет его перемещаться в верхнее положение - устройство открыто. Для его закрытия в НКТ спускают груз с шаром диаметром 45 мм до посадки последнего на верхнее седло 9. При создании над шаром давления поршень перемещается в нижнее крайнее положение - устройство закрыто. Благодаря применению в качестве уплотняющих деталей пластмассовых элементов, пакер обладает высокой химической и температурной стойкостью. Установка ГУЭ2ГП прошла промышленные испытания в скважинах Полтавского ГПУ.

Метод ОРЭ двух пластов одной скважиной начал применяться в СССР с 1949 г. на Елшано-Курдюмском газовом месторождении и получил распространение на месторождениях Украины, Туркмении, Узбекистана. По схеме ОРЭ было обустроено свыше 140 скважин на месторождениях Укргазпрома, Туркменгазпрома, Узбекгазпрома.

Лекция № 2. Назначение, конструкция и характеристика основных узлов оборудования устья газовых скважин.

Оборудование устья газовой скважины предназначено для соединения верхних концов обсадных колонн и фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства и соединений между деталями оборудования, осуществления мероприятий по контролю и регулированию технологического режима эксплуатации скважин. Оно состоит из трех частей 1) колонной головки, 2) трубной головки и 3) фонтанной елки.

Колонная головка соединяет верхние концы кондуктора и эксплуатационной колонны, герметизирует межтрубное пространство, служит опорой трубной головки с фонтанной елкой.

На рис. 2 изображена колонная головка на шлипсах В нижней части расположен широкоопорный пьедестал 1, навернутый до отказа на наружную резьбу обсадной колонны и закрепленный на бетонном фундаменте анкерными болтами Сверху к пьедесталу прикреплен при помощи фланцевого соединения опорный пьедестал 2, служащий для подвески эксплуатационной колонны. На конусных внутренних ребрах опорного пьедестала установлены шлипсы 3, на которых подвешена и закреплена эксплуатационная колонна Для герметизации межтрубного пространства в опорном пьедестале над шлипсами установлен сальник, состоящий из газонефтестойкого специального уплотнения 6, зажатого между двумя кольцами 4 и 7 нажимной гайкой 8. Подвеска эксплуатационной колонны на шлипсах заменяет сложный способ подвески на резьбе.

Трубная головка служит для подвески фонтанных труб и герметизации межтрубного пространства

Рис. 2. 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

 

Рис. 3. Оборудование устья скважины.

а - тройниковая арматура: 1, 11 - фланцы, 2, 9 - буферы, 3 - вентиль, 4 - манометр; 5 - задвижка; 6 - крестовина; 7, 10 - катушки; 8 - тройник; 12 - штуцер; б - крестовиковая арматура: 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 между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами. На трубную головку непосредственно устанавливают фонтанную елку крестовикового или тройникового типа.

Фонтанная елка монтируется выше верхнего фланца трубной головки. Она предназначена для:

1) освоения скважины;

2) закрытия скважины;

3) контроля и регулирования технологического режима работы скважины.

Основной элемент фонтанной елки крестовикового типа - крестовина, а тройниковой елки - тройник. На ней монтируются штуцеры, термометры, установки для ввода ингибитора гидратообразования и коррозии, устьевой клапан-отсекатель

Устьевой клапан-отсекатель (К-301) предназначен для автоматического перекрытия выходной линии от скважины (шлейфа) при аварийном повышении давления до него или понижении давления после него (в шлейфе). Запорный элемент клапана-отсекателя К-301 выполнен в виде заслонки. Она удерживается в горизонтальном положении с помощью штока чувствительного элемента. При уменьшении давления в трубопроводе шток перемещается, освобождает заслонку, которая и перекрывает поток газа. Клапан-отсекатель открывается вручную после выравнивания давлений до и после заслонки.

На рис. 3 изображены трубные головки и фонтанные елки с тройниковой (а) и крестовиковой (б) елками. Межтрубные пространства уплотняются кольцевыми прокладками Нижние боковые отводы от трубной головки предназначены для обработки скважины и замера межтрубного давления

Из двух отводов фонтанной елки один рабочий, второй резервный. Фонтанная елка крестовикового типа имеет небольшую высоту, удобна в обслуживании, уравновешена. Применяется в случае, если в потоке газа отсутствуют твердые взвеси, газообразные или жидкие коррозионные агенты, способные вызвать коррозию крестовины и тем самым вывести скважину из эксплуатации.

Фонтанная арматура (елка) тройникового типа имеет два тройника. Верхний - рабочий, нижний - резервный. Нижний используется только во время ремонта или замены верхнего. Фонтанная арматура тройникового типа имеет большую высоту (до 5 м от поверхности земли), неудобна в обслуживании, неуравновешена.

Рис. 4. Комплекс устьевого оборудования для высокодебитных скважин:

 

1 - угловой регулирующий штуцер; 2 - автоматический отсекатель;

3 - стволовая пневматическая задвижка; 4 - трубная головка

Применяется в особо сложных условиях эксплуатации скважины - при наличии твердых взвесей в потоке газа, вызывающих абразивный износ оборудования, газообразных или жидких коррозионных агентов (углекислый газ, сероводород, пропионовая, масляная или. другие кислоты жирного ряда), при резких колебаниях давления и температуры. В верхней части фонтанной елки устанавливается буферный патрубок с манометром, показывающим давление на головке скважины (буферное давление).

Фонтанная арматура выпускается на рабочие давления 4; 7,5; 12,5; 20; 30; 35; 70 и 100 МПа. Внутренний диаметр фонтанной арматуры (63 или 100 мм) выбирают в зависимости от дебита скважины и давления газа. Научно-технический прогресс в добыче газа приводит к необходимости увеличения дебита скважины и диаметра эксплуатационной колонны, а следовательно, диаметра фонтанной арматуры.

 


Дата добавления: 2018-02-28; просмотров: 877; Мы поможем в написании вашей работы!






Мы поможем в написании ваших работ!