Добывающая скважина на нефтяной залежи
Курсовой проект - Геодезия и Геология
Другие курсовые по предмету Геодезия и Геология
колонные головки, превенторы и другие элементы должны иметь минимальную высоту;
присоединительные размеры фланцев колонных головок превенторов должны быть согласованы с учетом последовательной установки на устье секций колонных головок и противовыбросового оборудования на более высокое рабочее давление, чем при бурения предыдущего интервала;
проходные отверстия фланцев должны обеспечивать подвешивание спущенной обсадной колонны на клиновой захват без демонтажа противовыбросового оборудования;
должны быть согласованы также прочностные характеристики устьевого, оборудования и обсадных труб, на которые оно устанавливается.
Колонные головки
Тип колонных головок и схемы их монтажа следует выбирать с учетом обеспечения постоянного контроля давления, создаваемого появляющимся газом в межколонном пространстве, и проведения ремонтных работ по ликвидации возникающих проявлений.
Секции колонной головки устанавливаются на устье скважины последовательно, по мере спуска и цементирования обсадных колонн. При этом каждую секцию колонной головки необходимо подбирать с учетом максимального пластового давления, ожидаемого при бурении следующего за обсаженным интервала скважины. На нее устанавливают противовыбросовое оборудование, рассчитанное на такое же рабочее давление. После спуска и подвешивания очередной обсадной колонны цикл повторяют.
Обвязка всех входящих в конструкцию скважины обсадных колонн секциями колонной головки возможна только по мере их спуска и цементирования.
Противовыбросовое оборудование
Противовыбросовое оборудование предназначено для управления скважиной при газоводонефтепроявлениях, герметизации затрубного пространства при цементировании обсадных колонн, осуществления обратных циркуляций и цементирования и других операций при бурении нефтяных и газовых скважин.
В соответствии с ГОСТ 13862-80 противовыбросовое оборудование изготовляется трех типов: двухпревенторный с двумя выкидами (рис. 4,а), трехпревенторный с тремя выкидами (4,б) и трехпревенторный с четырьмя выкидами (рис. 4,в).
ГАЗЛИФТНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ
По мере истощения пластовой энергии её становится недостаточно для фонтанирования. В таких случаях переходят на механизированный способ добычи. Одним из видов механизированного способа добычи нефти является газлифтный. Жидкость с забоя поднимается с помощью подачи в скважину сжатого на поверхности газа или воздуха. Для подъёма жидкости сжатым газом в скважине необходимы два канала: рабочий для подачи газа и подъёмный для подъёма жидкости на поверхность.
До пуска скважины жидкость в обсадной колонне и в колонне подъёмных труб находится на одном уровне, называемом статическим. По мере нагнетания рабочего агента в кольцевое пространство между эксплуатационной колонной и подъёмными трубами уровень в подъёмных трубах повышается, а в кольцевом пространстве понижается до тех пор, пока не достигнет нижнего конца подъёмных труб (башмака). Давление закачиваемого рабочего агента в этом случае достигает максимального и называется пусковым. За счёт увеличения подачи рабочего агента в эксплуатационную колонну уровень жидкости в подъёмных трубах будет повышаться, достигает устья скважины, после чего произойдёт её выброс. При этом давление у башмака труб резко упадёт, будет ниже пластового и нефть из пласта начнёт поступать в скважину. Давление нагнетаемого рабочего агента при установившейся работе подъёмника называется рабочим.
При газлифтной эксплуатации скважин на нефтяном месторождении предусматривается одна или несколько компрессорных станций. Иногда в качестве рабочего агента используется газ из газовых пластов с высоким давлением, в этом случае можно обойтись без применения компрессоров.
Для пуска и эксплуатации газлифтных скважин фонтанная арматура обвязывается выкидными линиями и газопроводом, идущим к газораспределительной батарее.
Подземное оборудование состоит из рабочего и подъёмного каналов, пусковых и рабочих клапанов, скважинных камер и пакера, устанавливаемого на конце подъёмных НКТ. Пусковые клапаны работают только в период освоения газлифтной скважины. Скважинные камеры для размещения в них газлифтных клапанов и других приспособлений необходимы при выполнении определённых технологических операций. Пакер, служащий для разобщения призабойной зоны скважины от затрубного пространства, обеспечивает плавную и спокойную работу скважины.
Различные операции (посадка газлифтных клапанов, глухих и циркуляционных пробок в скважинные камеры, извлечение их оттуда, посадка и извлечение приёмного клапана и т.д.) в скважине выполняются без её глушения при помощи комплекса оборудования и инструмента для обслуживания газлифтных скважин. При газлифтном способе эксплуатации сокращается объём ремонтных работ.
ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ПОГРУЖНЫМИ ЦЕНРОБЕЖНЫМИ ЭЛЕКТРОНАСОСАМИ
Для эксплуатации обводнённых, высокодебитных, глубоких и наклонных скважин широкое распространение получили погружные центробежные электронасосы (УЭЦН). Отличительной чертой таких насосных установок является расположение двигателя непосредственно у насоса.
Рис.5. Схема установки погружного центробежного электронасоса:
- эксплуатационная колонна; 2 - компенсатор; 3 - электродвигатель; 4 - протектор; 5 - центробежный электронасос; 6