Автор работы: Пользователь скрыл имя, 27 Января 2013 в 06:41, реферат
Процесс укрепления стенок буровых скважин обсадными трубами и тампонажным раствором. Наиболее распространено крепление скважин последовательным спуском и цементированием направляющей колонны, кондуктора, промежуточной и эксплуатационных колонн. Промежуточная и эксплуатационная колонны могут быть спущены целиком, секциями и в виде потайных обсадных колонн, которые, как правило, входят в башмак предыдущей колонны и в процессе проводки скважины могут быть наращены до устья.
Перед спуском обсадной колонны производят комплекс геофизических работ, среди которых важное место занимают кавернометрия и профилеметрия, что позволяет определить количество тампонажного цемента и др.
1. Крепление скважин…………………………………………………
2. Выбор конструкций скважин……………………………………....
3. Фонтанная добыча газа……………………………………………...
4. Оборудование скважин……………………………………………...
5. ПРС……………………………………………………………………
6. Список литературы…………………………………………………..
Это осуществляется с помощью установки на устье фонтанной скважины оборудования, состоящего из колонной головки, фонтанной арматуры и манифольдов. 8.6.1. Колонная головка
Она предназначена для обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубных пространств, а также для подвески обсадных колонн и установки фонтанной арматуры. Существуют одно-, двух-, трех-, четырех- и пятиколонные головки; требования, предъявляемые к конструкциям колонных головок, следующие: надежная герметизация межтрубных пространств; возможность контроля за давлениями во всех межтрубных пространствах; быстрое и надежное закрепление подвески обсадных колонн; возможность крепления к одной колонной головке различных обсадных колонн, т. е. универсальность; быстрый и удобный монтаж; минимально возможная высота. Колонная головка в период эксплуатации скважины остается на устье и, как правило, не ремонтируется. Поэтому к ее конструкции и качеству изготовления предъявляются высокие требования. Выпускаются колонные головки на 14,0; 21,0; 35,0; 50,0 и 70,0 МПа рабочего давления. В некоторых случаях (на газовых скважинах) применяются колонные головки, рассчитанные на давление до 150 МПа.
После бурения с колонной головки демонтируют превенторы и устанавливают фонтанную арматуру (рис. 8.8). Корпус головки 1 навинчивается на верхний резьбовой конец кондуктора. Обсадная колонна 10 вворачивается в специальную муфту 7. Герметичность соединения корпуса головки 1 и муфты 7 достигается муфтой 2 и двумя кольцами 3 из специальной нефтестойкой резины. Плотность посадки достигается за счет прижатия муфты полукольцами 5 и фланцем 4, который болтами притягивается к фланцу корпуса
Муфта 7 заканчивается фланцем 6 для присоединения к нему фонтанной арматуры. Для опрессовки колонной головки и контроля давления в межтрубном пространстве предусмотрен
Рис. 8.8. Конструкция простейшей колонной головки для одной обсадной колонны
Фонтанная арматура
Фонтанная арматура предназначена для подвески одной или двух колонн фонтанных труб; для герметизации и контроля пространства между фонтанными трубами и обсадной колонной; для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины; для направления продукции скважины в выкидную линию на замерную установку; для регулирования режима работы скважины и осуществления глубинных исследований.
Фонтанная арматура подвергается действию высоких температур и давлений. Однако по своим эксплуатационным характеристикам (дебит, давление, температура, газовый фактор и др.) фонтанные скважины бывают различными. Поэтому возникает необходимость иметь фонтанные арматуры, рассчитанные на различные условия работы.
Фонтанные арматуры различаются по конструктивным и прочностным признакам: по рабочему давлению - от 7 до 105 МПа; по размерам проходного сечения ствола - от 50 до 100 мм; по конструкции фонтанной ёлки - крестовые и тройниковые; по числу спускаемых в скважину рядов труб - однорядные и двухрядные; по типу запорных устройств - с задвижками или с кранами.
Для охвата всех возможных условий в фонтанных скважинах по давлению приняты следующие стандарты: арматуры на 7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа рабочего давления, причем арматура на 7, 14, 21 и 35 МПа испытывается на двойное рабочее давление, а арматура на 70 и 105 МПа - на полуторакратное давление. Собственно фонтанная арматура состоит из двух элементов: трубной головки и фонтанной ёлки. Трубная головка предназначена для подвески фонтанных труб. Обычно она представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами с установленной на ней переходной катушкой, в которую вворачивается верхний резьбовой конец фонтанных труб. При применении двух рядов труб устанавливаются две крестовины с переходными катушками. На нижней катушке подвешивается первый ряд труб (большого диаметра), а на верхней катушке - второй ряд труб (меньшего диаметра). На верхнем фланце катушки укрепляется собственно фонтанная ёлка.
Трубная головка подвергается давлению затрубного газа, которое может быть больше, чем давление в фонтанной ёлке. Поэтому трубная головка рассчитывается и испытывается на давление примерно в 1,5 раза большее, чем фонтанная ёлка. Это объясняется тем, что в межтрубном пространстве, которое герметизирует трубная головка, может скопиться чистый газ, и поэтому давление может достигнуть пластового.
Фонтанные ёлки по конструкции делятся на крестовые и тройниковые. Характерным узлом крестовой арматуры является крестовина 6 (рис. 8.9) с двумя боковыми отводами, каждый из которых может быть рабочим, а второй запасным. Для тройниковой фонтанной ёлки (рис. 8. 10) характерным узлом являются тройники 7, к которым присоединяются выкидные линии - верхняя и нижняя. Причем рабочим выкидом всегда должна быть верхняя линия, а нижняя - запасной. Это продиктовано безопасностью работы и возможностью предотвращения открытого фонтанирования. Тройниковые арматуры, как правило, применяются в скважинах, дающих вместе с нефтью абразивный материал - песок, ил. При разъедании песком верхнего тройника скважина может быть переведена на работу через нижний отвод
При этом промежуточная (между отводами) задвижка или кран закрывается; и верхний тройник, и отвод могут быть отремонтированы. При применении в этих условиях крестовой арматуры разъедание крестовины приводит к необходимости перекрытия скважины центральной задвижкой для замены крестовины. Однако крестовые арматуры более компактны, высота их меньше, обслуживание, которое заключается в снятии показаний манометров, смене штуцеров и осуществляется с мостков без лестниц. Тройниковые арматуры имеют большую высоту и требуют для обслуживания специальных вспомогательных сооружений.
Рис. 8.9. Фонтанная крестовая арматура (4АФК-50-700) высокого давления (70 МПа)
для однорядного подъемника: 1 - вентиль, 2 - задвижка, 3 - крестовина, 4 - катушка для подвески НКТ,
5 - штуцер, 6 - крестовины ёлки, 7 - буфер, 8 - патрубок для подвески НКТ, 9 - катушка
Масса фонтанной арматуры достигает 3 т, высота 4 м, ширина до 3,3 м. 8.6.3. Штуцеры.
Они являются элементом фонтанной
елки и предназначены для
Простейший штуцер выполняется в виде диафрагмы с отверстием заданного диаметра, зажимаемой между двумя фланцами выкидной линии. Применяются регулируемые штуцеры, в которых проходное сечение плавно изменяют перемещением конусного штока в седле из твердого материала. Перемещение осуществляется вращением маховика, на штоке которого имеется указатель, показывающий эквивалентный диаметр проходного кольцевого сечения регулируемого штуцера.
Такие штуцеры сложнее, дороже, имеют сальниковые уплотнения и применяются обычно в скважинах, не продуцирующих песок. В любом штуцере происходит поглощение энергии газожидкостной струи и
Рис. 8.11. Штуцер быстросменный для фонтанной арматуры высокого давления (ЩБА-50-700):
1 - корпус, 2 - тарельчатая пружина, 3 - боковое седло, 4 - обойма, 5 - крышка, 6 - нажимная гайка,
7 - прокладка, 8 - гайка боковая. 9 - штуцерная металлокерамическая втулка
Снижение давления от давления на буфере до давления в отводящей линии системы нефтегазосбора. Если разность давлений велика, применяют несколько последовательно соединенных штуцеров, в каждом из которых частично снижается давление. 8.6.4. Манифольды
Манифольд предназначен для обвязки фонтанной арматуры с трубопроводом, подающим продукцию скважины на замерную установку. Применяются различные схемы таких обвязок в зависимости от местных условий и технологии эксплуатации. Поэтому эти схемы не стандартизованы, но их узлы комплектуются из элементов заводского изготовления. Простейшая схема манифольда крестовой фонтанной арматуры (рис. 8. 12) не предусматривает обвязку выкидов межтрубных пространств и предполагает наличие только одной выкидной линии, соединяющей скважину с трапной или замерной установкой. В некоторых случаях при интенсивном отложении парафина предусматривают две выкидные линии и манифольд, допускающий работу через любой из двух выкидов.
Скважены оборудованные ШГН
Скважину, эксплуатируемую насосным способом, оборудуют штанговыми скважинными насосами, спущенными на трубах, плунжер которых приводится в движение колонной штанг. Прием ШСН в целом ряде рлучаев. снабжается специальными приспособлениями, предназначенными для предотвращения и уменьшения вредного влияния песка, воды, газа на работу насоса.
Основным узлом установки является ШСН. В настоящее время существующие конструкции скважинных насосов обеспечивают подъем жидкости с глубин до 3500 м при их подаче до нескольких сот кубических метров в сутки. Для эксплуатации скважин различных категорий (нормальных, с усложненными условиями) разработан' ряд скважинных насосов вставного и невставного типов.
Вставные
насосы спускают в скважину на конце
колонны штанг и закрепляют на
заданной глубине в насосно-
Основными узлами
ШСН являются: плунжер, цилиндр и
клапаны, а для вставных насосов
еще и узлы замковой опоры. Эти
насосы изготовляют с металлическим
плунжером и втулочным
Металлический плунжер насоса представляет
собой трубу длиной 1200, 1500 и 1800 (мм с хромированной
поверхностью, с толщиной хрома 70 мкм.
Допуск на изготовление наружной поверхности
принят от 0 до —0,03 мм и от —0,02 до —0,04мм.
Шероховатость
трущихся поверхностей должна быть не
более: для плунжера # = 0,25 мкм и
для 'втулок Я = 0,32 мкм.
Для эксплуатации скважин с различной
геолого-технической характеристикой
и глубинной подвески насосы, в зависимости
от величины зазора между плунжером и
втулкой (цилиндром), имеют четыре группы
посадки:
Группа посадки ... О I II III Зазор на диаметр,
мм 0—0,045 0,02—0,07 0,07—0,12 0,12—0,17
Шариковые клапаны в штанговых скважинных
насосах могут быть с одним шариком и сферической
фаской седла и с двумя шариками и ступенчато-конусной
фаской.
Клапанные узлы закрытого типа с одним шариком и сферической фаской седла состоят из корпуса клапана, направляющего стакана, шарика, седла и наконечника. Клапан открытого типа имеет клетку с тремя окнами для прохода жидкости. Отношение между диаметром отверстия седла и шарика для клапанов со сферической фаской принято 0,8. В отличие от клапанов с одним шариком и сферической фаской, клапанные узлы со ступенчато-конусной фаской имеют больший диаметр седла, два шарика, один из которых рабочий, а другой вспомогательный, служащий для принудительной посадки первого шарика в седло. Кроме того, в корпусе клапана отсутствует стакан, направляющий шарик. Внутри корпуса, в средней его части, имеется кольцевая расточка, так называемый карман, а ограничителем подъема шарика служит перегородка с четырьмя отверстиями, расположенная в верхней части корпуса.
В открытых
узлах с двумя шариками внутренняя
конфигурация клетки такая же, как
и в закрытых. Выше кармана в
боковой стенке предусмотрены четыре
окна для выхода жидкости. Седло
клапана имеет конусную посадку
в наконечнике конуса. Герметичность
узла достигается затяжкой резьб и
уплотнением нижнего торца. Отношение
диаметра отверстия седла к диаметру шарика
составляет от 0,69 до 0,72.
Для эксплуатации скважин с жидкостью
небольшой вязкости при скоростях откачки,
соответствующих 5п>>34, а также при эксплуатации
скважин с повышенной вязкостью откачивающей
жидкости при Sn>15 следует применять скважинные
штанговые насосы с увеличенным проходным
сечением клапанов.
Клапаны с
увеличенными проходными сечениями
отличаются размерами проходных
сечений и, соответственно, шариков.
Вставные насосы изготавливают следующих
типов: НСВ-1 — одноступенчатый, одноплунжерный
с замком наверху; НСВ-2 — то же, с замком
внизу; НСВГ — одноступенчатый двухплунжер-ный
с замком наверху; НСВД — двухступенчатый,
двухплунжер-ный с. замком наверху.
Невставные: НСН-1—одноступенчатый, одноплунжерный
с захватным штоком; НСН-2 — одноступенчатый,
одноплунжерный с ловителем; НСНА — то
же, с автосцепом (автоматическое сцепляющее
устройство с приспособлением для слива
жидкости).
Насос НСВ-1 (рис. 3.2, а) фиксируется в замковой опоре пружинным якорем и извлекается из скважины при подъеме колонны насосных штанг посредством плунжера, который, упираясь в узел замка, протаскивает цилиндр насоса и срывает его из замковой опоры. Насос НСВ-2 (рис. 3.2, б) полностью унифицирован с НСВ-1, но отличается расположением замка, устанавливаемого на нижнем конце цилиндра. Нижняя посадка освобождает цилиндр насоса от циклической растягивающей нагрузки и дает возможность увеличить глубину подвески насоса.
Собирают насос (двухплунжерный) в такой последовательности. В скважину на колонне труб спускают замковую опору, после чего в колонну труб спускают сначала нижний цилиндр с плунжером и полым штоком, затем с ним соединяют верхний цилиндр с плунжером. Собранный таким образом насос спускают на колонне штанг и сажают в опору.
Подземные ремонты скважин условно делят на текущие и капитальные. Текущий ремонт включает следующие виды работ: смена насоса, ликвидация обрыва штанг или их отворота, смена труб или штанг, изменение погружения НКТ, очистка или смена песочного якоря, очистка скважин от песчаных пробок желонкой или промывкой.
Капитальный ремонт скважины включает в себя следующие виды работ: 1 - ремонтно-изоляционные работы (изоляция промыва флюидов), пластовых вод (пресных, сточных), отключение объектов из разработки, переход на другие объекты; 2 - ремонтно-исправительные работы - наращивание цементного камня, зарезка второго ствола, райбирование колонн, восстановление герметичности обсадных колонн; 3 - воздействие на призабойную зону пласта: физические методы, химические методы, физико-химические методы; 4 - ловильные работы; 5 - ликвидация скважин.