На головну

Наземне обладнання-Колонна головка, фонтанна арматура, викидна лінія.

  1. Як тільки народиться головка, підставте під неї долоню.
  2. Фонтанна і газліфтна експлуатація свердловин.

Умови експлуатації нафтових і газових родовищ, а також охорона надр і техніка безпеки вимагають гермитизации і роз'єднання міжтрубних просторів, спуску в свердловину НКТ, напрямки нафти і газу в систему нефтесбора, регулювання роботи свердловин. Це досягається за допомогою установки на гирлі фонтанної свердловини обладнання, що складається з колоною головки, фонтанної арматури і маніфольдів (викидних ліній).

колонна головка призначається для обв'язки гирла свердловини з метою герметизації міжтрубних просторів, а також для підвіски обсадних колон (при многоколонной конструкції свердловин) і установки фонтанної арматури. Існують одно-, двох-, трьох-, чотирьох- і пятіколонние головки.

Колонна головка повинна забезпечувати:

- Надійну герметизацію міжтрубному простору;

- Надійне і швидке закріплення підвіски обсадних колон;

- Зручний і швидкий монтаж;

- Можливість контролю за рухом рідини і газу в міжтрубному просторі;

- Мінімально можлива висота.

Колонні головки випускаються на різні тиски від 14,0 до 70,0 МПа. В окремих випадках (на газових свердловинах) застосовуються колонні головки на тиск до 150,0 МПа.

Після закінчення буріння свердловини з колоною головки демонтують превентори і встановлюють фонтанні арматуру.

Фонтанна арматура служить для:

- Підвіски насосно-компресорних (піднімальних) труб;

- Герметизації гирла свердловини;

- Контролю за міжтрубних (між НКТ і обсадних колоною) простором;

- Напрямки нафти і газу в викидних лінію;

- Проведення геолого-технічних операцій при експлуатації свердловин;

- Регулювання режиму роботи свердловини;

- Проведення досліджень в свердловині;

- Створення протитиску на забій і т.д.

Фонтанні арматуру збирають з різних трійників, хрестовин і арматури, які з'єднуються між собою за допомогою болтів. З'єднання герметизують за допомогою металевого кільця з овальним поперечним перерізом, яке встановлюється у виїмці на фланцях, і потім стягують болтами.

Фонтанні арматури розрізняються за конструктивними і міцності ознаками:

- По робочому тиску - від 7 до 105 МПа;

- За розмірами прохідного перетину стовбура - від 50 до 100 мм;

- За конструкцією фонтанної ялинки - хрестові і тройникові;

- По числу спускаються в свердловину рядів труб - однорядні і дворядні;

- По типу запірних пристроїв - із засувками або з кранами

Фонтанна арматура складається з трубної головки і фонтанної ялинки. Трубну головку встановлюють на колонну головку. Трубна головка призначена для підвіски насосно-компресорних труб і герметизації кільцевого простору між фонтанними трубами (НКТ) і експлуатаційної колоною, а також для проведення різних геолого-технічних заходів.

Фонтанна ялинка встановлюється на трубну головку. Фонтанна ялинка призначається для регулювання відбору нафти і газу, напрямки їх в викидні лінії, проведення ремонтних робіт і досліджень, а також для закриття свердловини при необхідності. Фонтанна ялинка складається з трійників.

Фонтанні ялинки по конструкції діляться на хрестові і тройникові. Характерним вузлом хрестової арматури є хрестовина з двома бічними відводами, кожен з яких може бути робочим, а другий запасним. Для тройніковой фонтанної ялинки характерним вузлом є трійники, до яких приєднуються викидні лінії - верхня і нижня. Причому робочим викиді завжди повинна бути верхня лінія, а нижня - запасний. Це продиктовано безпекою роботи і можливістю запобігання відкритого фонтанування. Трійникового арматури, як правило, застосовуються в свердловинах, що дають разом з нафтою абразивний матеріалпісок, мул. При роз'їдання піском верхнього трійника свердловина може бути переведена на роботу через нижній відвід. При цьому проміжна (між відводами) засувка або кран закривається; і верхній трійник, і відведення можуть бути відремонтовані. При застосуванні в цих умовах перехресного арматури роз'їдання хрестовини призводить до необхідності перекриття свердловини центральною засувкою для заміни хрестовини. Однак хрестові арматури більш компактні, висота їх менше, обслуговування, яке полягає в знятті показань манометрів, зміні штуцерів і здійснюється з містків без сходів. Трійникового арматури мають велику висоту і вимагають для обслуговування спеціальних допоміжних споруд.

підземне обладнання- НКТ, служать для виносу Ж. і Г. на поверхню, регулювання режиму роботи скв., Проведення іссследовательскіх робіт, боротьби зі смоли-парафінові відкладеннями, здійснення різних ГТМ, запобігання експл.колонни від корозії і ерозії, попередження і ліквідації піщаних пробок, глушіння свердловин перед підземним або капітальним ремонтами, запобігання експлуатаційної колони свердловини від високого тиску при різних геолого-технічних заходах, проведення ремонтно-експлуатаційних робіт в свердловинах і т.д. У фонтанних свердловинах застосовують безшовні, цільнотянуті насосно-компресорні труби діаметром від 48,3 мм до 114,3 мм, з товщиною стінок від 4 мм до 7 мм, довжиною 5,5-10 м (в основному 7-8 м). Труби виготовляються з високоміцних легованих сталей на тиск 1000 МПа.

Всі засувки фонтанної ялинки, крім засувок на одній з викидних ліній, при працюючій свердловині повинні бути відкриті. Центральну засувку закривають тільки в аварійних випадках, направляючи продукцію свердловини через міжтрубний простір в викидні лінії трубної головки.

При роботі свердловини нафту і газ з НКТ (підйомних труб) через відкриту центральну засувку направляються по одному з викиді в викидних лінію на групову вимірну установку (ГЗУ). для регулювання режиму роботи фонтанної ялинки встановлюють штуцери, які представляють собою втулки з каліброваними отворами від 2 до 20 мм. Кожний отвір при відповідному забійній і буферном тисках забезпечує пропуск певної кількості нафти і газу. штуцери бувають втулкові або дискові. Штуцери втулкові застосовуються на свердловинах, де разом з нафтою з забою поднімает-/ ся пісок, а дискові штуцери застосовуються на свердловинах, де в нафти немає піску.

регулювання дебітуРежими роботи фонтанної свердловини змінюють зміною штуцера, а точніше діаметра його прохідного отвору. При цьому необхідно витримати свердловину на новому режимі деякий час перш ніж проводити будь-яке вимірювання. Цей час необхідний, щоб пласт і свердловина перейшли на сталий режим після обурення, що вноситься в їх роботу зміною штуцери і зміною в зв'язку з цим її дебіту і забійного тиску. Тривалість переходу свердловини на сталий режим різна і залежить від гідропроводності і пьезопроводності пласта, а також від відносної зміни дебіту.

 



Дослідження фонтанних свердловин і встановлення технологічного режиму їх роботи | Періодична експлуатація малодебітних свердловин. Причини і вибір режиму періодичної експлуатації свердловин.

Проектування СКО. | Причини, що знижують проникність привибійної зони пласта в видобувних і нагнітальних свердловинах. Вибір методу впливу на ПЗП. | Проектування, діагностика та оптимізація роботи установок свердловинних штангових насосів. Технологічний режим роботи свердловин. Дослідження роботи УСШН. | Фонтанний спосіб видобутку нафти. Умова фонтанування. Освоєння фонтанних свердловин. Дослідження фонтанних свердловин і встановлення оптимального технологічного режиму їх роботи. | Причини відкладення асфальтенов, смол і парафінів в свердловинах та наземні комунікації. Методи видалення АСПО. | Газліфтна експлуатація, переваги і недоліки. Види газліфтних методів експлуатації. | Переваги та недоліки газліфтного способу експлуатації нафтових свердловин | Вибір методу впливу на ПЗП. | комплексні впливу | Виклик припливу і освоєння свердловин. Методи виклику припливу. Критерії вибору, умови ефективного застосування. |

© um.co.ua - учбові матеріали та реферати