Обоснование конструкции фонтанных подъемников и оборудования эксплуатационных скважин

Эксплуатационные газовые скважины на пласты ПК₁и БУ₈ Юрхаровского месторождения в соответствии с расчетами скоростей газового потока должны оснащаться лифтовыми колоннами диаметром 168 мм. В связи с высокими рабочими дебитами (более 1000 тыс. м³/сут) должны эксплуатироваться по пакерной схеме.

Компоновка лифтовой колонны для газовых скважин пласта ПК₁ следующая:

- от устья до глубины 50 м - колонна лифтовых труб диаметром 168 мм по ГОСТ 632;

- на глубине 50 м – приустьевой клапан-отсекатель, управляемый с поверхности (клапан монтируется непосредственно в составе лифтовой колонне);

- ниже, до глубины на 100 м выше кровли продуктивного пласта, – колонна лифтовых труб диаметром 168 мм;

- ниже, в интервале 90-100 м выше кровли продуктивного пласта, - комплекс подземного скважинного оборудования типоразмера 168/245-21 отечественного или зарубежного производства;

- ниже комплекса, до головы подвески хвостовика – подпакерный хвостовик из лифтовых труб диаметром 168 мм по ГОСТ 632 с установленным на его башмаке центрирующим устройством.

Комплекс подземного скважинного оборудования должен состоять как минимум из телескопического соединения, циркуляционного клапана, эксплуатационного гидравлического пакера, посадочного ниппеля.

Для скважин на пласты ПК₁ и БУ₈ рекомендуются комплекс Ресурс-4 (ОАО «Саратовгаз-автоматика», Россия) [5]. В состав комплекса входят:

- приустьевой клапан-отсекатель управляемый с поверхности;

- клапана ингибиторный, устанавливаемый под клапаном-отсекателем на глубине расположения многолетнемерзлых пород;

- механический циркуляционный клапан;

- эксплуатационный гидравлический пакер;

- ниппель посадочный.

Допускается применение зарубежных комплексов, например, фирм «Baker Oil Tool, Inc, США» [6] или «Weatherford» [7].

Дополнительно при необходимости в состав комплекса может быть включена мандрель для скважинного датчика давления и температуры для обеспечения мониторинга скважин в режиме реального времени, которая устанавливается на эксплуатационным пакером. Скважинный датчик давления и температуры позволяет проводить замер температуры и давления в скважине либо в трубном, либо затрубном пространствах, проводить сбор данных для определения КВД, для анализа гидродинамических характеристик пласта и скважины, а также анализировать температурный профиль скважины. Датчик давления и температуры соединяется с погружным бронированным кабелем, который укладывается вдоль труб лифтовой колонны и крепится защитными протекторами. Погружной кабель выводится на поверхность через подвеску НКТ и трубную головку фонтанной арматуры и герметизируется с использованием фитингов и металлических уплотнений. На поверхности кабель соединяется с помощью специального интерфейса с блоком сбора данных, который располагается непосредственно вблизи устья скважины. Блок сбора данных позволяет одновременно обрабатывать и предавать информацию от шести датчиков, установленных на разных скважинах [8].

Лифтовая колонна подвешивается в фонтанной арматуре, устанавливаемой на колонной головке.

Для скважин пласта ПК₁ следует устанавливать колонные головки типоразмера ОКК2-210-245х324х426 и фонтанную арматуру типоразмера АФК6-150/100х21, например, производства ООО НПО «Нефтегаздеталь» (г. Воронеж) [9]. Фонтанная арматура должна быть с увеличенным проходным отверстием трубной головки (внутренний диаметр не менее 229 мм) для беспрепятственного спуска элементов комплекса подземного оборудования. Для дистанционного управления приустьевым клапаном-отсекателем в конструкции подвески НКТ и трубной головки следует предусмотреть канал под линию управления. При оснащении скважин системой мониторинга в устьевом оборудовании следует предусмотреть аналогичный канал для вывода погружного кабеля на поверхность.

Компоновка лифтовой колонны для газоконденсатных скважин пластов ПК_18-19, АУ₇, БУ_3-7 и БУ_8-11 (вариант А) следующая:

- от устья до глубины 50 м - колонна лифтовых труб диаметром 127 мм по ГОСТ 632-80;

- на глубине 50 м – приустьевой клапан-отсекатель, управляемый с поверхности (клапан монтируется непосредственно в составе лифтовой колонны);

- ниже, до глубины на 100 м выше кровли продуктивного пласта, – колонна лифтовых труб диаметром 127 мм;

- ниже, в интервале 90-100 м выше кровли продуктивного пласта, - комплекс подземного скважинного оборудования типоразмера 127/178-35 отечественного или зарубежного производства;

- ниже комплекса, до фильтровой части эксплуатационной колонны, – подпакерный хвостовик из лифтовых труб диаметром 127 мм по ГОСТ 632 с установленным на его башмаке центрирующим устройством.

Для скважин на пласты ПК_18-19, АУ₇, БУ_3-7 и БУ_8-11 (вариант А) из-за отсутствия отечественных и зарубежных комплексов требуемого типоразмера возможно применение комплекса «Ресурс-1» типоразмера 178/114-35 (ОАО «Саратовгазавтоматика», Россия) [5]. При этом элементы комплекса и лифтовую колонну следует соединять, используя переводники соответствующего типоразмера. При этом оснащение скважин комплексом типоразмера 178/114-35 вызовет дополнительные гидравлические сопротивления в местах соединения элементов комплекса и лифтовой колонны и, как следствие, интенсивный гидромеханический износ стенок лифтовой колонны. Поэтому комплекс рекомендуется дополнительно оснащать расходными муфтами в местах соединения с лифтовой колонной. Расходная муфта представляет собой патрубок длиной порядка 1,8 м с увеличенной толщиной стенки. При длительной эксплуатации комплекса с повышенными гидравлическими сопротивлениями в местах сужения по внутреннему диаметру расходная муфта позволяет компенсировать износ лифтовой колонны.

В состав комплекса «Ресурс-1» входят:

- приустьевой клапан-отсекатель, управляемый с поверхности;

- клапана ингибиторный, устанавливаемый под клапаном-отсекателем на глубине расположения многолетнемерзлых пород;

- механический циркуляционный клапан;

- эксплуатационный гидравлический пакер;

- ниппель посадочный.

Дополнительно при необходимости в состав комплекса может быть включена мандрель для скважинного датчика давления и температуры для обеспечения мониторинга скважин в режиме реального времени.

Лифтовая колонна подвешивается в фонтанной арматуре, устанавливаемой на колонной головке.

Для скважин на пласты ПК_18-19, АУ₇, БУ_3-7 и БУ_8-11 (вариант А) следует устанавливать колонные головки типоразмера ОКК2-350-178х245х324и фонтанную арматуру типоразмера АФК6-150/100х35, например, производства ООО НПО «Нефтегаздеталь»
(г. Воронеж).

Фонтанная арматура должна быть с увеличенным проходным отверстием трубной головки (внутренний диаметр не менее 205 мм) для беспрепятственного спуска элементов комплекса подземного оборудования. Для дистанционного управления приустьевым клапаном-отсекателем в конструкции подвески НКТ и трубной головки следует предусмотреть канал под линию управления. При оснащении скважин системой мониторинга в устьевом оборудовании следует предусмотреть аналогичный канал для вывода погружного кабеля на поверхность.

Компоновка лифтовой колонны для газоконденсатных скважин пласта БУ_1-2 следующая:

- от устья до глубины 50 м - колонна лифтовых труб диаметром 178 мм по ГОСТ 632;

- на глубине 50 м – приустьевой клапан-отсекатель, управляемый с поверхности (клапан монтируется непосредственно в составе лифтовой колонны);

- ниже, до глубины на 100 м выше кровли продуктивного пласта, – колонна лифтовых труб диаметром 178 мм;

- ниже, в интервале 90-100 м выше кровли продуктивного пласта, - комплекс подземного скважинного оборудования типоразмера 178/245-35 отечественного или зарубежного производства;

- ниже комплекса, до головы подвески хвостовика, – подпакерный хвостовик из лифтовых труб диаметром 178 мм по ГОСТ 632 с установленной на его конце воронки, выполняющей также роль центрирующего устройства.

Дополнительно при необходимости в состав комплекса может быть включена мандрель для скважинного датчика давления и температуры для обеспечения мониторинга скважин в режиме реального времени.

Для скважин на пласт БУ_1-2 из-за отсутствия отечественных и зарубежных комплексов требуемого типоразмера возможно применение комплекса «Ресурс-4» типоразмера 168/245-35 (ОАО «Саратовгазавтоматика», Россия). При этом элементы комплекса и лифтовую колонну следует соединять, используя переводники соответствующего типоразмера.

Оснащение скважин комплексом типоразмера 168/245-35 вызовет дополнительные гидравлические сопротивления в местах соединения элементов комплекса и лифтовой колонны и, как следствие, интенсивный гидромеханический износ стенок лифтовой колонны. Поэтому комплекс рекомендуется дополнительно оснащать расходными муфтами в местах соединения с лифтовой колонной. Расходная муфта представляет собой патрубок длиной порядка 1,8 м с увеличенной толщиной стенки. При длительной эксплуатации комплекса с повышенными гидравлическими сопротивлениями в местах сужения по внутреннему диаметру расходная муфта позволяет компенсировать износ лифтовой колонны.

Лифтовая колонна подвешивается в фонтанной арматуре, устанавливаемой на колонной головке.

Для скважин на пласт БУ_1-2 следует устанавливать колонные головки типоразмера ОКК2-350-245х324х426и фонтанную арматуру типоразмера АФК6-150/100х35, например, производства ООО НПО «Нефтегаздеталь» (г. Воронеж).

Фонтанная арматура должна быть с увеличенным проходным отверстием трубной головки (внутренний диаметр не менее 229 мм) для беспрепятственного спуска элементов комплекса подземного оборудования. Для дистанционного управления приустьевым клапаном-отсекателем в конструкции подвески НКТ и трубной головки следует предусмотреть канал под линию управления. При оснащении скважин системой мониторинга в устьевом оборудовании следует предусмотреть аналогичный канал для вывода погружного кабеля на поверхность.

Дата добавления: 2015-07-25