Газовый промысел.

Согласно расчету скорости восходящего потока газа эксплуатационные скважины на ачимовские отложения оснащаются лифтовой колонной диаметром 89 мм и в связи с АВПД должны эксплуатироваться по пакерной схеме. В качестве комплекса подземного скважинного оборудования на рабочее давление 70 МПа рекомендуется оборудование зарубежных фирм «Weatherford», «Baker Oil Tools» или отечественной фирмы «НПФ завод Измерон» (г. С. -Петербург).

Для эксплуатационных скважин рекомендуется предусмотреть комплекс подземного оборудования КПО 178/89х70 13Сr (парциальное давление для CO2 составляет от 0, 18 до 0, 78 МПа, поэтому рекомендуется использовать сплав 13Cr), в состав которого следует включить следующие элементы:

– КОУ с верхним посадочным профилем (максимальный наружный диаметр – 135, 0 мм; рабочее давление – 68, 9 МПа; исполнение – 13Сr). Глубина установки КОУ – 50, 0-150, 0 м. Верхний посадочный профиль следует использовать для установки протекторной втулки КОУ;

– линия гидроуправления КОУ (цельную длинномерную трубку диаметром 6, 35 мм, рабочее давление – 117, 2 МПа);

– ингибиторный клапан для подачи в трубное пространство скважины ингибитора гидратообразования по эжекционной линии (максимальный наружный диаметр – 143, 0 мм; рабочее давление – 68, 9 МПа; исполнение – 13Сr). Ингибиторный клапан следует оснастить двойным обратным клапаном и разрывной гильзой (диафрагмой);

– эжекционная линия ингибиторного клапана (цельную длинномерную трубку диаметром 6, 35 мм на рабочее давление 68, 9 мм, спускаемую снаружи лифтовой колонны);

– мандрель скважинного датчика давления и температуры (рабочее давление – 68, 9 МПа; исполнение – 13Сr);

– скважинный датчик давления и температуры (рабочее давление – не менее 100, 0 МПа);

– бронированный погружной кабель (максим. наружный диаметр – 6, 35 мм);

– телескопическое соединение для компенсации температурного изменения длины лифтовой колонны;

– циркуляционный клапан с верхним посадочным ниппелем для обеспечения временного сообщения затрубного пространства скважины с трубным пространством. Верхний посадочный ниппель может быть использован для установки глухой пробки при опрессовке верхней части лифтовой колонны;

– разъединитель колонны для обеспечения многократного разъединения и повторного соединения лифтовой колонны с эксплуатационным пакером;

– стационарно-съемный гидравлический эксплуатационный пакер (рабочее давление – 68, 9 МПа; исполнение – 13Сr);

– нижний посадочный ниппель (рабочее давление – 68, 9 МПа; исполнение – 13Сr, минимальный проходной диаметр – 67, 0 мм);

– направляющая воронка со срезным седлом (рабочее давление – 68, 9 МПа; исполнение – 13Сr, ). Срезное седло может использоваться для распакеровки пакера (приведения пакера из транспортного положения в рабочее) прокачиванием шара в трубное пространство скважины;

– протекторы с фасонными проточками под линию управления КОУ, эжекционную линию и бронированный погружной кабель. Протекторы должны обеспечивать безопасный спуск КПО (предотвращать повреждение эжекционной линии, линии управления КОУ и погружного бронированного кабеля о внутреннюю стенку эксплуатационной колонны). Кроме этого, линии и кабель следует крепить по телу НКТ (посередине) металлической бандажной лентой, не допуская их провисания и перекручивания. Для крепления линий и кабеля к лифтовой колонне выше КОУ допускается применение комбинированных протекторов (выполненных в одном корпусе);

– расходные муфты (толстостенные патрубки) для компенсации гидромеханического износа НКТ добываемым флюидом из-за сужения проходного сечения в элементах КПО (рабочее давление – 68, 9 МПа; исполнение – 13Сr);

– монтажные (допускные) патрубки (рабочее давление – 68, 9 МПа; исполнение – 13Сr), которые предназначены для соблюдения требований по моменту свинчивания лифтовой колонны и КПО, так как элементы КПО имеют наружный диаметр отличающийся от стандартных плашек (сухарей) гидравлического ключа;

– герметизирующие и присоединительные фитинги для эжекционной линии, линии управления КОУ и погружного бронированного кабеля;

– протекторную втулку КОУ, которая удерживает створку клапана в открытом положении независимо от величины давления в линии управления КОУ. Данную втулку следует использовать при спуске КПО, при проведении тросовых операций с КПО, а также при проведении перфорационных работ на скважине;

– комплект инструментов и приспособлений (КИП) для КПО при работе с канатной техникой;

– набор допускных патрубков различной длины (рабочее давление – 68, 9 МПа; исполнение – 13Сr), которые предназначены для регулирования высотной отметки при соединении лифтовой колонны с подвесным устройством фонтанной арматуры.

Исходя из геолого-технических условий работы скважин на ачимовские отложения и предлагаемых конструкций скважин, предложена следующая типовая компоновка лифтовой колонны (Рисунок 3. 1):

 

 

 

Рисунок  – Принципиальная схема компоновки лифтовой колонны эксплуатационных скважин на ачимовские отложения.

– от устья до глубины 100, 0-150, 0 м – колонна высокогерметичных насосно-компрессорных труб диаметром 88, 9 мм зарубежного или отечественного производства;

– в интервале от 50, 0 до 150, 0 м – гидроуправляемый трубный приустьевой клапан-отсекатель, смонтированный в составе лифтовой колонны с полнопроходным посадочным ниппелем;

– ниже приустьевого клапана-отсекателя до глубины, указанной в таблице 3. 1 – колонна высокогерметичных насосно-компрессорных труб зарубежного или отечественного производства;

– ниже, на глубине, указанной в таблице 3. 1;

– комплекс подземного скважинного оборудования отечественного или зарубежного производства;

– ниже комплекса, до «головы» подвески эксплуатационного хвостовика, – подпакерный хвостовик из гладких насосно-компрессорных труб с установленной на его башмаке направляющей воронкой.

Компоновка лифтовой колонны			Тип конструкции скважины
			Вертикальная скважина	Конструкция скважины с S-образным профилем	Субгоризонтальная скважина
Лифтовая колонна	диаметр	мм	88, 9
	толщина стенки	мм	6, 5
	резьба		Высокогерметичная присоединительная резьба типа JFE Bear, Vam TOP, ТМК-FMT или аналогичные
	группа прочности		E; 13Cr KO-80N
	интервал спуска по стволу	м	0-150; 150-3410	0-150; 150-3834	0-150; 150-3712
Подземное оборудование	типоразмер		КПО 178/89х70 13Сг
	интервал спуска по стволу	м	50-150; 3410-3430	50-150; 3834-3854	50-150; 3712-3732
Подпакерный хвостовик	диаметр	мм	88, 9
	толщина стенки	мм	6, 5
	резьба		Высокогерметичная присоединительная резьба типа JFE Bear, Vam TOP, ТМК-FMT или аналогичные
	группа прочности		13Cr KO-80N
	интервал спуска по стволу	м	3430-3480	3854-3904	3732-3782

 

Таблица 3. 1 – Компоновки лифтовых колонн газоконденсатных скважин на ачимовские отложения

Установку комплекса подземного скважинного оборудования следует проводить в соответствии с руководством по эксплуатации фирмы-поставщика. Ингибиторный клапан рекомендуется устанавливать в интервале подошвы ММП или под приустьевым клапаном-отсекателем, разделяя клапаны одной НКТ.

Для удобства работы с комплексом между циркуляционным клапаном и телескопическим соединением рекомендуется монтировать одну НКТ. Для защиты уплотнительных элементов пакера при спуске и подъеме комплекса в наклонно направленных скважинах, если эта защита не предусмотрена в конструкции пакера, сверху и снизу пакера рекомендуется монтировать жестко-упругие центраторы (резино-металлические протекторы).

Лифтовая колонна в выбранных компоновках подвешивается в фонтанной арматуре с гидроуправляемыми или ручными задвижками, которая устанавливается на колонной головке ХЛ. Управление гидроприводными задвижками осуществляется станцией управления ФА, расположенной на кусте скважин. Для обвязки устья рекомендуется оборудование ОАО ФГУП «Воронежский механический завод» (г. Воронеж), ООО НПФ «Нефтегаздеталь» (г. Воронеж) или АК «Корвет» (г. Курган) с аналогичными техническими характеристиками, приведенными в таблице 3. 2.

Наименование характеристики	ОКК3-70-178х245х324 К1 ХЛ	АФ6-80/65х70 К1 ХЛ АФ6-80х70 К1 ХЛ
	ОАО ФГУП «ВМЗ», ООО НП АК «Корве	Ф «Нефтегаздеталь», т»
Рабочее давление, МПа
Температура скважинной среды, °С
Условный диаметр обвязываемых труб, мм	178; 245; 324	-
Условный проход ствола и рабочих струн, мм	-	80 и 65
Габаритные размеры, не более, мм	-	-
длина	-
ширина
высота
Масса, кг

 

Таблица 3. 2 – Техническая характеристика устьевого оборудования для скважин на ачимовские отложения

 

Так как в продукции присутствует углекислый газ (в отдельных пробах до 1, 3 %), то рекомендуется применять елку фонтанной арматуры и запорно-регулирующие элементы с плакировкой внутренних поверхностей (покрытием коррозионно-стойкими сплавами), которые контактируют с добываемым скважинным флюидом.

Для дистанционного управления КОУ и эжекционной линии ингибиторного клапана в конструкции подвески НКТ и трубной головки следует предусмотреть каналы под эти линии. При оснащении скважин системой мониторинга в устьевом оборудовании следует предусмотреть герметизированный кабельный интерфейс.

Мероприятия, определяющие технологический порядок проведения работ по сборке, подготовке к спуску и спуску комплексов подземного оборудования, а также организацию производства, должны проводиться в соответствии с регламентом, действующим на месторождении, либо проектом на строительство скважин.

Исходя из предлагаемых конструкций скважин реализовать принцип ОРЭ продуктивных пластов (спуск подземного оборудования на НКТ 89 мм в эксплуатационный хвостовик 114 мм) не представляется возможным. Однако, принцип ОРЭ, который подразумевает эксплуатацию эксплуатационных объектов как совместно, так и раздельно, возможно реализовать применив систему заканчивания скважин с селективным разделением пластов «Zone Select» фирмы «Weatherford», устанавливаемая, в составе эксплуатационного хвостовика. Данная система может использоваться как в открытом стволе, так и цементируемом.

Для цементируемого хвостовика система реализуется следующим образом:

– в скважину спускают подвесное устройство с эксплуатационным хвостовиком, в составе которого смонтированыуправляемые циркуляционные клапаны многократного действия (циркуляционные клапаны находятся в закрытом положении);

– после спуска хвостовика на проектную глубину проводят его цементирование прямым способом через башмак;

– после закачивания расчетного объема цементного раствора осуществляют фиксацию (распакеровку) подвесного устройства хвостовика, скважину оставляют на ОЗЦ. При этом, цементный раствор не попадает в циркуляционные отверстия циркуляционного клапана, так как эти отверстия защищены растворяемыми заглушками;

– после проведения ОЗЦ и опрессовки эксплуатационного хвостовика в скважину с использованием колонны гибких труб спускают гидравлический переключающий инструмент, которым открывают нижний циркуляционный клапан;

– далее проведением кислотной обработки эксплуатационного хвостовика разрушают (растворяют) заглушки циркуляционного клапана, установленные в циркуляционных отверстиях;

– далее скважину переводят на специальную жидкость разрыва и через открытый нижний циркуляционный клапан проводят ГРП нижележащего продуктивного пласта, при этом нет необходимости проводить дополнительную перфорацию цементированного хвостовика, т. к. ГРП проводится через отверстия циркуляционного клапана; – после проведения ГРП и вызова притока нижний циркуляционный клапан закрывают, используя переключающий инструмент;

– аналогично проводят работы с верхним циркуляционным клапаном, проводят ГРП и вызов притока из вышележащего продуктивного пласта.

Таким образом, переключением соответствующего циркуляционного клапана обеспечивается селективная (избирательная) эксплуатация продуктивного пласта. При необходимости одновременной эксплуатации продуктивных пластов соответствующие циркуляционные клапаны должны быть в открытом положении. Для увеличения охвата дренирования скважины возможна установка нескольких циркуляционных клапанов для эксплуатации одного продуктивного горизонта.

Для открытого ствола скважины система реализуется аналогичным образом, только в качестве разделяющих элементов продуктивных пластов служат надувные или разбухающие пакеры. Следует отметить, что ГРП в скважинах с эксплуатационными хвостовиками, оборудованными системой заканчивания «Zone Select», необходимо проводить перед спуском комплекса подземного оборудования.

⇐ Предыдущая3456789101112Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: