Оборудование для добычи нефти и газа

(в 2-х частях)

Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А., Каштанов В.С., Пекин С.С. Оборудование для добычи нефти и газа: В 2 ч. — М: ГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, 2003.

Раздел 1. Оборудование, применяемое при различных эксплуатационных работах

В данном разделе рассматривается оборудование, которое может приме­нять­ся при различных способах добычи нефти и газа, подъеме из скважин воды, ремонтных работах, при сборе и транспортировании нефти, газа и воды. Прежде всего это оборудование скважины, передаваемой в эксплуата­цию, затем трубы, применяемые на промысле при фонтанной, компрессорной и насосной добыче, при воздействии на пласт и ремонте скважин, трубы для газо-, нефте- и водопроводов, проложенных по территории промысла, уплот­ни­те­ли (пакеры), устанавливаемые в скважине при различных способах добычи нефти, ремонте скважин и воздействии на пласт, и различные приводы машин.

1.1. Оборудование ствола скважины, законченной бурением

Оборудование ствола скважины, законченной бурением, обусловливается в основном ее конструкцией, от которой в значительной степени зависят выбор и возможность применения оборудования для его эксплуатации, интенсификации добычи или ремонта скважины.

Как известно, в понятие конструкции скважины входят, в частности, диаметр ствола скважины, который определяется размером долота, глубина бурения, диаметры, толщина стенок и глубина спуска секций обсадных колонн, высота поднятия цементного раствора, глубины расположения зон перфорации, инкли­нограмма. При многих эксплуатационных работах для правильного осна­ще­ния скважины оборудованием и выбора наиболее рационального техноло­ги­чес­кого режима необходимы сведения об этих параметрах.

Наиболее часто при эксплуатации необходимо знать размеры и инклино­грам­му эксплуатационной колонны и конструкцию обвязки обсадных труб на устье скважины, т.е. конструкцию колонной головки. Внутренний диаметр обсад­ной колонны ограничивает габариты оборудования, спускаемого в сква­жину. А от габаритов оборудования зависят его параметры, в частности подача скважинного насоса и мощность привода скважинных насосов с погружным электродвигателем. В некоторых случаях малый диаметр эксплуатационной колонны скважины может ограничить отбор продукции пласта через данную скважину. Инклинограмма определяет оптимальные интервалы установки обо­ру­дования и возможность проведения спускоподъемных операций в скважине. Сведения о колонной головке и особенно данные о верхнем фланце определяют присоединительные размеры эксплуатационного оборудования, монтируемого на устье скважины. При некоторых работах требуются и более подробные сведения. Так, например, при термическом воздействии на пласт часто надо знать размеры цементного кольца, качество цементного раствора и камня [3].

В зависимости от геологических условий и условий бурения скважина мо­жет иметь две (рис. 1.1.1, а, б), три (рис. 1.1.1, в) или больше обсадных колонн. Соответственно изменяется и сложность колонной головки (рис. 1.1.2) [4].

Рис. 1.1.2 Схема колонной головки:

1 – фланец катушки; 2 – пробка; 3 – корпус головки; 4 – резиновые кольца; 5 – пакер; 6 – клинья; 7 – патрубок; 8 – фланец; 9 – эксплутационная колонна; 10 – фланец кондуктора

Рис. 1.1.1 Схема характерных конструкций скважин Западной Сибири

(размеры даны в качестве примера)

Колонные головки удерживают в подвешенном состоянии колонны обсад­ных труб, герметизируют межтрубные пространства, имеют верхний фланец для подсоединения к нему эксплуатационного оборудования. Внутренние ко­лон­ны обычно подвешиваются на клиньях.

Колонная головка при эксплуатации скважины должна не только герме­ти­зи­ровать межтрубные пространства, но и позволять замерять в них давление, отводить из них газ или заполнять их тяжелой жидкостью при газопроявлении. Для этого в колонных головках имеются отверстия, закрытые пробками. Вместо пробок можно подсоединять трубки манометров или технологические трубопроводы. В некоторых случаях должно быть обеспечено передвижение колонн относительно друг друга без потери герметичности затруб­ного прост­ранст­ва (например, в случае подачи в скважину теплоноси­те­ля). Тогда колон­ная головка оснащается сальником, который позволяет эксплуа­тационной ко­лон­не перемещаться в вертикальном направлении без нару­ше­ния герметич­нос­ти затрубного пространства.