Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 [ 39 ] 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121

г) Определение диаметра фонтанных труб при минимальном газовом факторе в пластовых условиях и неизменяющихся во времени параметрах жидкости

В связи с рис. 2.1-3 было установлено, что кривая изменения удельного расхода газа при различных дебитах скважины обладает минимумом (точка i?inin). В этом случае достигается более экономичное использование пластовой энергии газа. Подъемные трубы следует подбирать так, чтобы эксплуатация скважины происходила при Rmin- Этот принцип определения диаметра подъемных труб представляет более или менее чисто теоретический интерес, так как данные, имеющиеся в наличии на дату заканчивания скважины, обычно не обеспечивают той точности функции i?o = /((7„), которая необходима для этого метода расчета. С другой стороны, если диаметр подъемных труб, спущенных в скважину, окажется слишком большим или слишком маленьким, то рабочая точка Rmm должна определяться экстраполяцией данных, полученных в процессе исследования скважины. Но известно, что исследование скважины осуществляется через трубы, которые явно не подходят для таких целей. Экстраполированные данные ненадежны и преимущества, которые ожидаются от использования труб нового диаметра, редко оправдывают работы, связанные с процессом замены труб.

Примечание. До сих пор мы предполагали, что вся подъемная колонна составлена из труб постоянного диаметра. В практике эксплуатации скважин прошлых лет часто использовались так называемые телескопические подъемные колонны. С целью снижения потерь давления при фонтанировании такие колонны составлялись из насосно-компрессорных труб стандартных диаметров, постепенно увеличивающихся снизу вверх. Насколько автор осведомлен, телескопические подъемные колонны в настоящее время не применяются из-за ряда недостатков.

2.3.4. ЗАКАНЧИВАНИЕ СКВАЖИН

Фактическая техника и технология заканчивания скважин в данной книге не будут описаны. Здесь рассматриваются вопросы заканчивания скважины в объеме, относящемся к пониманию аспектов эксплуатации скважин.

а) Оборудование устья скважин

Жидкость, поступающая в скважину из пласта через стенки забоя и поднимающаяся по подъемным трубам на поверхность, на пути к выкидной линии проходит через оборудование устья - соответствующая обвязка на поверхности обсадной колонны (или колонн) и колонны насосно-компрессорных труб (или одной колонны). Оборудование устья состоит из трех основных узлов: 1 - колонной головки, 2 -трубной головки и 3 - фонтанной арматуры (фонтанной елки). Схема оборудования устья скважины с двумя обсадными колоннами для эксплуатации одной продуктивной зоны приведена на рис. 2.3-14. На обсадную колонну самого большого диаметра (контуктор) навинчивается

нижняя колонная головка, которая поддерживает следующую обсадную колонну. Вторая колонная головка соединяется с нижней головкой, прикрепляемой к третьей обсадной колонне (в данном случае к эксплуатационной). Внутрь этой обсадной колонны спускают подъемную колонну. Трубная головка соединяется с фонтанной елкой, которая состоит из задвижек и оборудования, необходимого для закрытия, регу-

Рис. 2.3-14. Оборудование устья скважины для эксплуатации одного продуктивного

пласта

лирования и направления потока жидкости. По стандартам АНИ оборудование устья скважины должно изготавливаться из сталей с пределом прочности на разрыв от 483 до 689 МПа и с пределом текучести от 248 до 517 МПа. Стандарт для работы при низкой температуре рассчитан на давления 6,6, 14,0, 20,7, 34,5, 69,0 и 103,5 МПа при давлениях гидростатических испытаний, равных 1,5 их значений (Фрик. 1962).

а. 1) Колонная головка. Как было установлено (см. рис. 2.3-14), самая нижняя колонная головка обычно закрепляется на конце обсадной колонны наибольшего диаметра. Вторая обсадная колонна удерживается на клиньях (шлипсах) под собственным весом (в растянутом состоянии). Кольцевое пространство между этими двумя колоннами герметизируется упругим уплотнением или путем приваривания верхнего конца обсадной колонны к колонной головке. На рис. 2.3-15 показано упругое уплотнение самой нижней колонной головки типа С-29 фирмы ОСТ. Обсадная колонна после натяжения слегка опускается и захватывается шлипсами 2, которые скользят в коническом вкладыше /. Под действием массы обсадной колонны ее герметизация обеспечивается уплотнением <3 из нефтестойкой резины за счет объемного расширения этой резины. В результате нижние шлипсы 4 автоматически входят в сцепление с обсадной колонной. Такое решение с двумя рядами шлипсов наиболее удачное, так как вся обсадная колонна может быть насажена на место за один прием, вследствие чего происходит меньше отклонений и деформаций колонны, а удерживающая способность колонной головки становится более высокой. Вторая колонная головка крепится болтами с гайками к фланцу первой головки, а следующая обсадная колонна в большинстве случаев присоединяется к ней тем же путем. Эти колонные головки имеют кольцевые полированные прокладки, изготавливаемые из мягкого железа и устанавливаемые в канавке 5. Поперечный разрез таких уплотняющих колец, изготавливаемых по стандартам АНИ, показан на рис. 2.3-16.

Полировка кольцевых прокладок, последующие их транспортирование и установка требуют большой осторожности. Даже незначительные удары приводят к деформации таких колец, в результате чего в дальнейшем в течение всего периода эксплуатации скважины могут быть утечки газа. ;

Трубная головка крепится к аеркией колонной головке.

Рис. 2.3-15. Колонная головка типа С-29 фирмы ОСТ