Бурение боковых стволов скважин

Определение плотности жидкости глушения

Одноцикличное глушение

Для глушения скважин за один цикл через насосно-компрессорные трубы, спущенные до забоя, с полной заменой скважинной жидкости и продавливанием жидкости глушения в пласт, необходимая ее плотность рассчитывается по формуле:

где П — коэффициент безопасности работ, учитывающий возможность повышения пластового давления в призабойной зоне скважины в период ремонта; Р_пл — пластовое давление, Па; h_из — отметка положения искусственного забоя по вертикали скважины, м; l_из — отметка положения искусственного забоя по стволу скважины, м; α — средний зенитный угол ствола скважины, град.

Многоцикличное глушение

Количество циклов глушения для фонтанных скважин с длиной лифта до интервала перфорации — один, во всех остальных случаях количество циклов определяется отношением глубины искусственного забоя и глубиной спуска подземного оборудования:

• Для скважин с глубиной спуска насоса, хвостовика или НКТ, составляющей более половины длины ствола скважины до интервала перфорации — 2 цикла.
• Для скважины с глубиной спуска насоса, хвостовика или НКТ, составляющей менее половины длины ствола скважины до интервала перфорации — 3 и более циклов.

Для глушения скважин механического фонда в условиях отстоя необходима частичная замена скважинной жидкости в интервале от устья до подвески насоса. В этом случае плотность закачиваемой за один цикл жидкости рассчитывается по формуле:

где                                                         ,

h_тр — отметка глубины спуска НКТ или насоса, м; ρ_н — плотность жидкости под насосом.

При многоцикличном глушении скважин механического фонда при отсутствии необходимой приемистости (в скважинах с низкой проницаемостью менее 0,05 мкм2) или если действующими инструкциями запрещается задавливать скважинную жидкость в пласт, плотность жидкости глушения при втором и последующих циклах глушения определяется по формуле:

Сначала жидкость глушения замещают до глубины спуска насоса, а затем через расчетное время повторяют глушение. Расчетное время Т определяют по формуле Т = H/v, где Н — расстояние от приемной сетки насоса до забоя скважины, м; v — скорость замещения жидкостей, м/с (ориентировочно можно принять 0,04 м/с).

Согласно Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности плотность жидкости глушения должна определяться из расчета создания столбом жидкости глушения гидростатического давления в скважине, превышающего пластовое давление на величину:

• 10-15% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от 0 до 1200 м), но не более 1,5МПа;
• 5-10% для скважины глубиной до 2500 м (интервалов от 1200 до 2500 м), но не более 2,5 МПа;
• 4-7% для скважин глубиной более 2500 м (интервалов от 2500 и до проектной глубины),но не более 3,5 МПа.

Пластовое давление должно быть замерено не ранее, чем за 3 месяца до начала ремонта скважины. При получении удельного веса жидкости γ= 0,86 -1,0, рассчитанного по формуле, ремонтируемая скважина должна быть заглушена дегазированной нефтью, или пресной водой.

Ремонт скважины и оборудования

Откачка из скважины может производится фонтанным, компрессорным или насосным способом. Работая в круглосуточном режиме, оборудование изнашивается, снижается его заложенная проектировщиками эффективность — следовательно, нужен ремонт или замена. Сама скважина также может прийти в негодность — потребуется замена смятых или треснувших труб, промывка или прочистка скважины от скопившегося песка и шлама.

Кроме прямых поломок скважина может просто истощиться в результате слишком долгой эксплуатации. В этом случае целью ремонта становится восстановление эффективности скважины, ее заданного технологического режима. Что для этого может быть сделано? Изменение длины колонны подъемных труб, замена насосо-компрессорных труб на трубы другого диаметра, ликвидация обрывов или отвинчивания насосных штанг, замена центробежного насоса, насоса-качалки на поверхности и штангового глубинного насоса на дне скважины, замена скважинного устьевого оборудования и т.д. Как видим, ремонт скважины не только сложен, но может быть разделен на наземный и подземный. Для сокращения длительности восстановительного периода ремонт стараются сделать комплексным, производя оба типа работ в одно время, за один период простоя скважины — это повышает коэффициент эксплуатации скважины.

Для ремонта используют специальную технику: установки на самоходном шасси для подъема деталей и элементов скважины, лебедки и талевые системы, промывочный насос, ротор и др. В связи с разным уровнем сложности, текущий ремонт выполняет обычная бригада, а капитальный — специальные сервисные бригады нефтяных компаний. Профессионализм ремонтников должен быть высоким, так как удлинение межремонтных сроков и сокращение времени на сам процесс ремонта также улучшает коэффициент.

Как повысить коэффициент эксплуатации скважины

Очевидно, что прямое влияние на повышение данного коэффициента окажет реже ломающееся оборудование. Добывающие компании вкладывают средства в разработку более надежных узлов и агрегатов, используют новые прочные и коррозионно стойкие материалы, эффективные методы добычи, сохраняющие скважину, а также планирование. Последний пункт позволяет правильно распределить затраты на каждом этапе работы, чтобы в результате коэффициент эксплуатации скважины вырос. С учетом того, добыча полезных ископаемых производится постоянно в течение длительного времени, даже незначительное на первый взгляд улучшение коэффициента в результате приведет к заметному выигрышу.

Тэги на странице:

Наши телефоны +7(937)532-77-37, +7(8442)50-18-61

Вращательный способ бурения нефтяных скважин:

Вращательный способ бурения нефтяных скважин также основан на применении долота, но иным методом. Устройство углубляется в горные пласты, испытывая одновременно два вида воздействия: вертикальную нагрузку и крутящий момент. Таким образом, долото прорывает породу, измельчает ее методом дробления, истирания.

В свою очередь вращательный способ имеет две разновидности, которые обусловлены расположением силового агрегата на устройстве:

– роторный – двигатель расположен на поверхности земли, передача крутящего момента долоту производится посредством колонн буровых труб;

– забойный – двигатель устанавливается сразу за долотом, чем и обеспечивает исключительно его движение, без участия буровой колонны.

В России бурение нефтяных скважин производится преимущественно вращательным методом.

Особенности устройства

Устье скважины устраивается методом снятия почвы вокруг металлической трубы. После этого кессон опускается на глубину. Сначала на устье следует установить оголовок — трубу с диаметром, которой будет больше диаметра первой обсадной трубы. Основание оголовка нужно будет зацементировать.

При бурении скважины, которая будет эксплуатироваться круглый год, следует смонтировать кессон. В емкости будет расположено насосное оборудование. Кессон — это что-то наподобие большой бочки на 2 м. Диаметр при этом составляет 1 м. Это приспособление устанавливается на оголовок, контейнер при этом должен находиться на линии промерзания почвы. Вокруг стальной трубы нужно убрать грунт, а кессон после этого должен быть опущен.

В дне кессона нужно проделать отверстие с диаметром, равным диаметру оголовка. Оба элемента соединяются методом сварки. В кессон нужно будет установить насосное оборудование, далее осуществляется подключение коммуникаций, подведение электроснабжения.

Крышка кессона должна будет перекрывать доступ к источнику. В результате вы получите смотровой колодец, обеспечивающий доступ к скважине. При выборе кессона вы можете приобрести как наземную, так и подземную камеру. На сухих почвах рекомендуется применять подземные камеры. Надземные кессоны будут актуальны в остальных случаях.

Верхнюю часть обсадной трубы нужно оформить определенным образом, чтобы внутрь не попали поверхностные воды, грязь. Нужно проследить еще и за тем, чтобы напорная линия не замерзла, ведь ее придется обслуживать путем прочистки, а время от времени будет требоваться еще и ремонт.

Установка электроцентробежного насоса (УЭЦН)

Схема УЭЦН

УЭЦН – установка электроцентробежного насоса, в английском варианте — ESP (electric submersible pump). По количеству скважин, в которых работают такие насосы, они уступают установкам ШГН, но зато по объемам добычи нефти, которая добывается с их помощью, УЭЦН вне конкуренции. С помощью УЭЦН добывается порядка 80% всей нефти в России.

В общем и целом УЭЦН — обычный насосный агрегат, только тонкий и длинный. И умеет работать в среде отличающейся своей агрессивностью к присутствующим в ней механизмам. Состоит он из погружного насосного агрегата (электродвигатель с гидрозащитой + насос), кабельной линии, колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного оборудования (трансформатора и станции управления).

Основные узлы УЭЦН:

ЭЦН (электроцентробежный насос) – ключевой элемент установки, который собственно и осуществляет подъем жидкости из скважины на поверхность. Состоит он из секций, которые в свою очередь состоят из ступеней (направляющих аппаратов) и большого числа рабочих колес собранных на валу и заключенных в стальной корпус (трубу). Основные характеристики ЭЦН – это дебит и напор, поэтому в названии каждого насоса присутствуют эти параметры. Например, ЭЦН-60-1200 перекачивает 60 м3/сут жидкости с напором 1200 метров.

ПЭД (погружной электродвигатель) – второй по важности элемент. Представляет собой асинхронный электродвигатель, заполненный специальным маслом

Протектор (или гидрозащита) – элемент, расположенный между электродвигателем и насосом. Отделяет электродвигатель, заполненный маслом от насоса заполненного пластовой жидкостью и при этом передает вращение от двигателя к насосу.

Кабель, с помощью которого к погружному электродвигателю подводится электроэнергия. Кабель бронированный. На поверхности и до глубины спуска насоса он круглого сечения (КРБК), а на участке погружного агрегата вдоль насоса и гидрозащиты — плоский (КПБК).

Дополнительное оборудование:

Газосепаратор – используется для снижения количества газа на входе в насос. Если необходимости в снижении количества газа нет, то используется простой входной модуль, через который в насос поступает скважинная жидкость.

ТМС – термоманометрическая система. Градусник и манометр в одном лице. Выдает нам на поверхность данные о температуре и давлении той среды, в которой работает спущенный в скважину ЭЦН.

Вся эта установка собирается непосредственно при ее спуске в скважину. Собирается последовательно снизу вверх не забывая про кабель, который пристегивается к самой установке и к НКТ, на которых все это и висит, специальными металлическими поясами. На поверхности кабель запитывается на устанавливаемые вблизи куста повышающий трансформатор (ТМПН) и станцию управления.

Помимо уже перечисленных узлов в колонне насосно-компрессорных труб над электроцентробежным насосом устанавливаются обратный и сливной клапаны.

Обратный клапан (КОШ — клапан обратный шариковый) используется для заполнения насосно-компрессорных труб жидкостью перед пуском насоса. Он же не позволяет жидкости сливаться вниз при остановках насоса. Во время работы насоса обратный клапан находится в открытом положении под действием давления снизу.

Над обратным клапаном монтируется сливной клапан (КС), который используется для спуска жидкости из НКТ перед подъемом насоса из скважины.

Электроцентробежные погружные насосы имеют значительные преимущества перед глубинными штанговыми насосами:

• Простота наземного оборудования;
• Возможность отбора жидкости из скважин до 15000 м3/сут;
• Возможность использовать их на скважинах с глубиной более 3000 метров;
• Высокий (от 500 суток до 2-3 лет и более) межремонтный период работы ЭЦН;
• Возможность проведения исследований в скважинах без подъема насосного оборудования;
• Менее трудоемкие методы удаления парафина со стенок насосно-компрессорных труб.

Электроцентробежные погружные насосы могут применяться в глубоких и наклонных нефтяных скважинах (и даже в горизонтальных), в сильно обводненных скважинах, в скважинах с йодо-бромистыми водами, с высокой минерализацией пластовых вод, для подъема соляных и кислотных растворов. Кроме того, разработаны и выпускаются электроцентробежные насосы для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких горизонтов в одной скважине со 146 мм и 168 мм обсадными колоннами. Иногда электроцентробежные насосы применяются также для закачки минерализованной пластовой воды в нефтяной пласт с целью поддержания пластового давления.

Разновидности обустройства

Наибольшее распространение имеют скважины для водоснабжения. При обустройстве устья таких скважин применяются следующие основные способы:

Адаптер — специальное устройство, состоящее из 2-х частей, причем одна устанавливается на обсадной колонне с заглублением (на глубине зимнего промерзания), а вторая — на выходе напорной трубы, идущей от насоса. Такое устройство обеспечивает герметизацию устья и другие эксплуатационные потребности. Основной недостаток его связан с установкой внутри обсадной колонны, что уменьшает диаметр скважины, а значит, ограничивает выбор погружного насоса по размеру (мощности). Основные преимущества: низкая стоимость и малогабаритность.

Кессон — металлическая конструкция герметичного типа, заглубляемая в грунт на глубину 1-1,7 м (в зависимости от уровня промерзания почвы). Стенки кессона упрочнены стеклотканью с армировкой, а поверхность покрыта гидроизоляционным слоем из битумной мастики. С внутренней стороны все стенки сооружения утеплены, для чего обычно используется пенополипропилен (пенопласт). На днище такого устройства закреплена металлическая гильза, которая насаживается на обсадную колонну скважины, приваривается к ней и герметизируется. В кессон вводятся трубы и электропитание, причем места ввода тщательно герметизируются. Сверху конструкция имеет люк, через который человек может проникнуть внутрь.

Колодец. В такой конструкции роль кессона выполняет неглубокая (2-3 м) колодезная шахта, стенки которой выполнены из железобетонных колец. Можно использовать кирпичную или каменную кладку. Дно такого колодца заливается бетоном с армированием стальными прутьями.

Павильон. Это уже солидное сооружение, дно которого может заглубляться в грунт на 0,5-1 м. В павильоне размещается эксплуатационное оборудование (станция управления, гидробак, фильтрующие устройства и т.п.), а обслуживающий персонал свободно входит через дверь. Сооружение должно надежно защищать устье от осадков.

Приямок или бункер. Эта конструкция наиболее часто применяется в российской практике частного и коллективного домовладения. Для такого обустройства скважины роется котлован глубиной 1,7-2 м. На донной части делается бетонная стяжка с укладкой армирующих стержней. Стенки можно изготовить путем заливки бетона или кирпичной кладки. В верхней части бункера устанавливается люк, через который по лестнице вниз может спуститься обслуживающий персонал

Особое внимание уделяется гидроизоляции, причем гидроизоляционным материалом следует покрыть как наружную, так и внутреннюю поверхность стенок.

Сущность элемента

Устье представляет собой самую верхнюю часть скважинного ствола, т.е. участок выхода эксплуатационной колонны на поверхность земли. Через ее отверстие обеспечивается подъем жидкости, опускание вниз эксплуатационного и контролирующего оборудования, проведение ремонтных работ. Другими словами, устье — это обустроенное входное отверстие скважины в основную скважинную трубу.

Для обеспечения надлежащей эксплуатации после того, как завершено бурение, осуществляется обустройство устья скважины. Оно подразумевает комплекс мер, включающих такие мероприятия:

• герметизация верхнего участка трубы;
• установка устьевого оборудования и арматуры;
• обеспечение необходимого доступа для эксплуатации и ремонта скважины;
• исключение промерзания верхней зоны.

Схема обустройства зависит от типа (назначения) сооружения. Выделяются такие основные разновидности скважин: для водоснабжения, добычи нефти или газа, а также для проведения исследовательских работ.

Конструктивно в обустройстве устья выделяются такие элементы:

• оголовок (труба выше поверхности земли), внешняя стационарная защита, устьевая арматура для удержания погружных устройств и крепления наземных аппаратов;
• устьевое оборудование, в т.ч. эксплуатационное и контролирующее;
• система управления и электропитания;
• распределительные устройства.

Герметизация устья скважины направлена, прежде всего, на защиту от проникновения сверху осадков, грязи, пыли, мелких предметов. Кроме того, в ряде скважин так называемого фонтанирующего типа она проводится для поддержания внутреннего давления в скважинном стволе и предотвращения самопроизвольной утечки поднимаемой жидкости (вода, нефть), а также газовых выбросов. Таким образом, степень герметичности зависит от типа сооружения.

Список литературы

1. Zoback M.D. Reservoir Geomechanics. — UK, Cambridge: Cambridge University Press, 2007. — 505 p.

2. Petroleum Related Rock Mechanics, 2nd edition/E. Fjaer, R.M. Holt, P. Horsrud, R. Risnes. — The Netherlands, Amsterdam: Elsevier, 2008.

3. The Mechanical Earth Model Concept and its Application to High-Risk Well Construction Projects/R.A. Plumb, S. Edwards, G. Pidcock, D. Lee//SPE 59128. — 2000.

4. Поисково-оценочная скважина с большим отходом от вертикали, успешно пробуренная на структуре D-41 шельфа Балтийского моря (на территории РФ)/В. Андрианов //SPE 166918. — 2013.

5. Строительство рекордных скважин с большим отходом от вертикали в Ямальском регионе/Е. Глебов //SPE 171328. — 2014.

6. Eaton B. Graphical method predicting pressure Worldwide//World Oil. — 1972. — № 185. — Р. 151–56.

Общая информация о глушении

При проведении некоторых работ по ТКРС используется циркулирующая в скважине жидкость. При бурении раствор выносит шлам, охлаждает долото и поддерживает стенки ствола скважины до установки обсадной колонны.

Рис. 1. ЦА 320 на базе КаМАЗ повсеместно используемый для глушения скважин.

При ТКРС циркулирующая жидкость может выносить песок из скважины, предотвращать выбросы, и обеспечивать гидравлическую мощность для скважинных приборов, а также выполнять функцию бурового раствора. Обрушивающиеся частицы закупоривают тонкие каналы, ухудшая проницаемость породы, поэтому нефть и газ уже не могут с легкостью проникать в скважину. Жидкость оказывает давление на боковые стенки ствола скважины, точно так же как и вода в пластиковом бассейне давит на его боковые стенки изнутри.

Бригады ТКРС часто используют пластовую соленую воду, так как она имеется в наличии и не наносит повреждения пласту. В то время как другие жидкости могут привести к обрушению частиц пород со стенок ствола. В качестве добавок могут служить сульфат бария (барит) и глина. Добавление измельченной глины увеличивает вязкость жидкости, т.е. заставляет ее течь медленнее. Частицы глины также обволакивают или «зашпаклевывают» стенки ствола скважины, как шпаклевка для отделочных работ.

Таблица 1. Классификация жидкостей глушения

В идеале, для проведения КРС скважину глушить не нужно. Если бы изначально колонна для освоения позволяла бы изолировать ствол скважины ниже пакера с помощью пробки, спускаемой на кабеле , тогда НКТ выше пакера можно было бы заменить без нарушения пласта. Это называется КРС верхней части ствола. В качестве альтернативного варианта для капремонта скважины под давлением можно использовать гибкие трубы (колтюбинг) или специальные установки для СПО под давлением. В обоих этих случаях продуктивный пласт не будет подвержен потенциальному повреждению глушением скважины.

Однако, часто скважину приходится глушить, и здесь важность пачек глушения выходит на первый план. Чтобы заглушить скважину, необходимо закачать в скважину жидкость с более высоким гидростатическим давлением, чем пластовое давление. Поскольку скважина проектировалась для того, чтобы добывать нефть, перфорации или освоение с открытым стволом должны иметь проницаемость, чтобы таким образом жидкость проникала в пласт. Хорошая жидкость для КРС должна быть чистой, отфильтрованной и не содержать твердой фазы

Поэтому она не может образовывать фильтрационную корку и будет быстро уходить в пласт. Для предотвращения поглощения жидкости в пласт используют пачки глушения. Неэффективная пачка глушения не только создаст потенциальные проблемы с контролем НГВП, но также может повредить перфорации и пласт, закупоривая их нерастворимыми твердыми частицами.

Пачка глушения или любой химический реагент в составе жидкости для ТКРС должен извлекаться обратно после проведения ТКРС, когда скважину переводят обратно в режим эксплуатации; или он должен разрушаться потоком углеводородов или обработкой водой или кислотой. Любые инородные твердые частицы в составе жидкости для ТКРС несут опасность остаться в пласте навсегда. Коллекторы с широким диапазоном проницаемости особенно подвержены неэффективной очистке. По возможности скважина не должна глушиться задавливанием в пласт содержимого НКТ, так как при этом вся грязь и отложения внутрри НКТ проникнут в пласт, нанося непоправимый вред пласту-коллектору.

Скважины с низким коэффициентом продуктивности (Кпрод) более подвержены повреждению, чем скважины с высоким Кпрод. Для глушения этих скважин требуются специальные пачки глушения, чтобы не снижать поглощение до эксплуатационно приемлемого уровня, но предотвращать повреждение. Скважины, на которых проводился гидроразрыв, сильно подвержены повреждению:

• Отмечается снижение Кпрод на 40%;

• Они требуют другого подхода. В некоторых районах закачивают пачку 20/40 карболитового расклинивающего агента в интервал гидроразрыва, а потом сверху закачивают пачку крупнозернистого пластозакупоривающего материала.

Основное предназначение жидкости глушения заключается в обеспечении необходимого противодавления на продуктивный пласт, исключающего ее самопроизвольный выброс и гарантирующего сохранение коллекторских свойств прискважинной зоны.

Что представляет собой устье скважины?

В независимости от того, нефтяная скважина или нет, по обобщенному определению устье – это пересечение шахтой поверхности верхнего грунта, т. е. наиболее рыхлого и неустойчивого пласта.

В нефтедобыче устройство устья скважины – это целый комплекс труб, расположенных на самом верху скважины. Там же располагается и оборудование, которое производит регулировку показателей давления внутри шахты во время бурения. Это позволяет регулировать весь процесс добычи, подстраивая оборудование под конкретные текущие требования.

Фактически, нефтяное устье выполняет несколько функций:

• защитную – предотвращает обвал рыхлых почв;
• собирательную – является точкой выхода всех важных составляющих скважины;
• регулирующую – за счет оборудования можно контролировать давление внутри системы.

Немаловажно отметить, что все детали этого элемента проходят специализированную обработку для того, чтобы обеспечить максимально плотное прилегание даже во время интенсивного бурения. Такая плотная подгонка гарантирует образование крайне герметичных соединений, что в случае добычи нефтяных продуктов немаловажно: они значительно понижают или вовсе исключают образование протечек.

Схема устья скважины

Само устье нефтяной скважины являет собой комбинацию нескольких функциональных узлов:

• головка обсадной колонны;
• головка насосно-компрессорной колонны;
• фонтанная арматура.

Все они являются важными составляющими.

Головка обсадной колонны

Головка обсадной колонны – это соединяющее звено между обсадными конструкциями и разнообразным нефтяным устьевым оборудованием. Кроме этого, она:

• создает герметизацию пространства;
• держит массу технической колонны;
• удерживает эксплуатационную колонну.

По мере того, как происходит бурение, рано или поздно возникает необходимость присоединения очередного звена обсадной колонны. Для этого предназначены специальные тяжелые фитинги. Они надеваются с применением узконаправленного оборудования, которое и крепится на головку обсадной колонны, которой оснащается устье буровой скважины.

Данный элемент включает в себя захваты для удержания колоны, а также выполняет функцию по уплотнению обсадной конструкции, что позволяет как повысить её прочность, так и исключить неприятные явления вроде протечек или прорывов, устранение которых может занять немало времени.

Это оборудование применяется не только когда происходит процесс бурения, но и во время комплексных восстановительных мер. В таком случае головка используется как приспособление для контроля давления.

Постепенный монтаж тонких обсадных труб производится с использованием разнообразных адаптеров и регуляторов, а это означает, что противовыбросовый аппарат необходимо демонтировать и монтировать обратно каждый раз, как возникнет необходимость установки новой секции в скважину. Уже зафиксированные фланцы и втулки становятся единым целым с оборудованием нефтяной скважины.

Головка насосно-компрессорной колонны

Обслуживание скважин обеспечивается целым комплексом структур, оборудования и элементов, к которым относится, и головка насосно-компрессорной – или рабочей – колонны. Она опирается на головку обсадной колонны и выполняет ряд следующих функций:

1. Поддержка и фиксация. Головка удерживает насосно-компрессорную колонну в устойчивом положении, а также несколько снижает нагрузку на неё
2. Герметичное уплотнение. Разработка нефтяных скважин налагает определенные требования, среди которых отсутствие протечек или прорывов. Надежная герметизация позволяет снизить риски образования пробоев.
3. Вывод управляющего оборудования. Патрубки регулирования жидкостных или газовых потоков выходят на поверхность именно через неё.

Сама головка насосно-компрессорных труб идентична обсадным конструкциям с двойным фланцем. Для того, чтобы обеспечивать должную герметизацию, головка может иметь гнездо или специальную расточку для качественного уплотнения. Конструкция устья скважины должна позволять бесконфликтное размещение оборудования, поэтому продумывать его размещение следует заранее. Бурение также не должно влиять на функционирование аппаратуры, в противном случае возможно возникновения аварийных или, в случае добычи нефтяных залежей, небезопасных ситуаций.

Фонтанная арматура

Фонтанная арматура – это целая система механизмов и приспособлений, выполняющих ряд регулирующих и контролирующих функций. Почти каждая схема устья скважины, предназначенной для добычи нефти включает в себя фонтанную арматуру. Она представляет собой комплекс устройств, предназначенных для герметизации устья фонтанирующей скважины, подвески колонн лифтового назначения, а также для контроля и управления потоками. В состав элемента входят:

• колонная головка – связана с обсадной колонной;
• трубная головка – связана с лифтовыми колоннами;
• фонтанная ёлка – распределение и регулировка продукции.

Из-за своей специфики, к этому оборудованию выдвигается ряд требований:

• способность выдерживать высокое давление;
• возможность проведения замеров давления;
• обеспечивать выпуск или закачку газа.

Колонная головка, располагающаяся внизу арматуры фонтанного типа, необходима для осуществления подвешивания обсадных колонн, а также герметизации.

Арматура фонтанная является важным элементом в случае нефтяных разработок, потому имеет собственный ГОСТ. В нем перечислены все типы ключевых схем, среди которых:

• манометрическая;
• вентильная;
• тройниковая;
• дроссельная.

При выборе типа необходимо ориентироваться на условия будущей эксплуатации.

Взаимодействие всех компонентов арматуры обеспечивается за счет разнообразных фланцев и хомутов, а подсоединение к трубопроводу осуществляется через манифольд. Присоединение должно проводиться по всем правилам, в противном случае возможно возникновение чрезвычайного происшествия.

Нефтяная скважина, конструкция нефтяной скважины:

Добыча нефти – одна из важнейших отраслей промышленности. Нефть и продукты, получаемые из этого природного ископаемого, лежат в основе современной жизни каждого человека на планете, независимо от того, проводится разработка непосредственного в его родном государстве или импортируется. Добыча этого ресурса осуществляется посредством бурения нефтяных скважин – специальных горных выработок в форме цилиндра, узких в диаметре и весьма глубоких.

Нефтяная скважина – это один из видов горных выработок, имеющий круглое сечение. Диаметр скважин колеблется в пределах от 75 до 400 мм. Особенность выработки в том, что в нее не может проникнуть человек, но, кроме непосредственно скважины, она также имеет колодец и шахту, куда есть доступ рабочим. Подобные скважины предназначены, прежде всего, для добычи нефти, но также с их помощью получают попутный нефтяной газ, образовывающийся в местах залежей «черного золота».

Большая часть скважин имеет вертикальное строение, в редких случаях бурение может проводиться под заданным углом.

Конструкция нефтяной скважины имеет три части:

– верхнюю – устье;

– нижнюю – забой;

– среднюю – ствол, образованный уходящими вниз стенками.

Нефтяная скважина – сложное капитальное сооружение, чье построение ведется в несколько этапов:

1. Последовательное бурение горных пород.
2. Удаление природного материала, образовавшегося при бурении.
3. Дополнительные работы по укреплению стенок (проводятся при необходимости).

Непосредственно добыча нефти из нефтяных скважин также проводится двумя способами:

– фонтанированием – если нефтяные пласты обладают избыточным давлением, углеводороды в виде фонтана поднимаются на поверхность;

– нагнетательным – в скважины подается вода, газ, смеси на основе воздуха и прочие вещества и материалы для искусственного создания избыточного давления.

Разработка нефтяной скважины – длительный организационный процесс, требующий не только серьезных финансовых вложений, но и знаний, умений и опыта.

В заключение

Разнообразная по своим особенностям конструкция забоев скважин включает также многоствольные скважины. Это системы, оснащенные разветвлениями в пределах одного продуктивного слоя. Разветвления отходят в разные стороны по пласту, и их может быть более 5-7 штук, в зависимости от необходимости разработки. Для создания системы нужен искусственный забой с призабойной частью, сооружаемый ниже отсеков предполагаемых разветвлений от основного ствола шахты. При этом, искусственно созданный забой перекрывает ствол.

Выбор конструктивных особенностей зависит от характеристик пород, назначения бурения, глубине залегания продуктивного пласта, наличии или отсутствии осыпных пород и их способности к напитыванию влагой, а также от необходимости и возможности оборудования призабойной части.