Содержание
- 2. План 1. Назначение и типы устьевого оборудования морских скважин. Особые требования. 2. Техника и технология монтажа
- 3. Глоссарий Колонная головка - оборудование, предназначенное для соединения верхних концов обсадных колонн (кондуктора, технических и обсадных
- 4. В первые годы для освоения и разработки морских нефтяных и газоконденсатных месторождений Каспийского моря применяли устьевое
- 5. Обсадные колонны обвязывают при помощи колонных головок разных конструкций. Наиболее универсальны клиновые головки, состоящие из корпуса
- 6. Типа ОКМ с муфтовой подвеской Типа ОКК с клиньевой подвеской обсадных труб Оборудование ОКМ обеспечивает крепление
- 7. Оборудование обвязки обсадных колонн ОКМ1 рассчитано на рабочее давление 14 МПа. Оборудование состоит из корпуса 4,
- 8. Оборудование ОКК на рабочее давление 70 МПа состоит из нижней и промежуточной колонны головок. Обвязка обсадных
- 9. Фонтанная арматура позволяет: проводить работы по освоению и пуску в эксплуатацию фонтанной или компрессорной (эргазлифтной) скважины;
- 10. На месторождениях Каспийского моря для герметичного перекрытия ствола фонтанных нефтяных и газовых скважин в аварийных ситуациях
- 11. Ремонт, проводимый с помощью канатной техники, является прогрессивным методом обслуживания скважин, обеспечивающим экономию трудовых затрат и
- 12. Основным звеном в системе подземного скважинного оборудования, обеспечивающим возможность применения канатной техники, являются НКТ. Они служат
- 13. На колонне НКТ можно устанавливать любое число проходных посадочных ниппелей одного определенного типоразмера, не уменьшая ступенчато-проходной
- 14. Трубный предохранительный клапан-отсекатель предназначен для автоматического принудительного закрытия скважины при повреждениях выкидных линий или фонтанной арматуры.
- 15. Кулачковый фиксатор ФК-38 Кулачковый фиксатор ФК-38 состоит из съемной головки 1, разрезной втулки 2, посадочной головки
- 16. 1 — 89-мм НКТ; 2 — управляющая трубка; 3 — противоэрозионный патрубок; 4 — осадочный ниппель
- 17. Из представленных схем наиболее рациональной является схема (а) с дистанционно управляемым предохранительным клапаном-отсекателем. При компоновке оборудования
- 18. Основным преимуществом метода разработки морских нефтяных месторождений с подводным расположением устьев скважины является возможность ввода нефтяного
- 19. Работа нефтяной скважины в Мексиканском заливе регулируется с панели 1 дистанционного управления, размещенной на платформе, где
- 21. Скачать презентацию
План
1. Назначение и типы устьевого оборудования морских скважин. Особые требования.
2.
План
1. Назначение и типы устьевого оборудования морских скважин. Особые требования.
2.
3. Подводное устьевое оборудование без направляющих канатов.
4. Системы дистанционного управления и контроля подводного устьевого оборудования.
Глоссарий
Колонная головка - оборудование, предназначенное для соединения верхних концов обсадных колонн
Глоссарий
Колонная головка - оборудование, предназначенное для соединения верхних концов обсадных колонн
Трубная головка - оборудование, предназначенное для обвязки одного или двух рядов фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами, а также для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины.
Фонтанная елка - оборудование, предназначенное для управления потоком продукции скважины и регулирования его параметров, а также для установки манометров, термометров и приспособлений, служащих для спуска и подъема глубинных приборов.
Манифольд — система труб и отводов с задвижками или кранами — служит для соединения фонтанной арматуры с трубопроводом, по которому продукция скважины поступает на групповую замерную установку (ГЗУ).
Канатная техника - комплекс оборудования и инструментов, необходимых для ремонтных работ в скважине, спускаемых в НКТ на проволоке, канате или тросе.
В первые годы для освоения и разработки морских нефтяных и газоконденсатных
В первые годы для освоения и разработки морских нефтяных и газоконденсатных
Глубины залегания продуктивных горизонтов колеблются в пределах от 4000 до 6200м, пластовые давления составляют 50— 75 МПа и превышают гидростатические на 15—20 %. конденсато-содержание достигает 150—300 см3/м3, сера в продукции скважин отсутствует, имеются следы механических примесей. Начальные дебиты скважин достигают 300 т/сут нефти и более 1 млн. газа.
В условиях моря к оборудованию для обвязки устья предъявляются более высокие требования в отношении герметичности, прочности и коррозионности. Помимо этого оборудование должно быть рассчитано на высокое давление.
После цементирования, по истечении регламентированного срока затвердевания тампонажного раствора обсадную колонну на устье соединяют с предыдущей и герметизируют межколонное пространство таким образом, чтобы в любой последующий момент можно было контролировать давление в нем.
Обсадные колонны обвязывают при помощи колонных головок разных конструкций. Наиболее универсальны
Обсадные колонны обвязывают при помощи колонных головок разных конструкций. Наиболее универсальны
Схема обвязки обсадных колонн на устье при
помощи клиновой колонной головки.
Типа ОКМ с муфтовой подвеской
Типа ОКК с клиньевой подвеской обсадных труб
Типа ОКМ с муфтовой подвеской
Типа ОКК с клиньевой подвеской обсадных труб
Оборудование ОКМ обеспечивает крепление эксплуатационной колонны на резьбе муфтовой подвески, ОКК предназначено для подвески двух и более обсадных колонн кондуктора (на резьбе или на сварке), технических и эксплуатационной, а также для герметизации и разобщения межколонных пространств с помощью упругих уплотнителей.
Оборудование ОКК состоит из отдельных сборочных единиц — колонных головок. Предусмотрены три способа присоединения нижней колонны головки (ГНК) к верхнему концу обсадной колонны — кондуктору (три исполнения ГНК): при помощи внутренней резьбы на корпусе головки; при помощи наружной резьбы и на сварке.
Оборудование обвязки обсадных колонн ОКМ1 рассчитано на рабочее давление 14 МПа.
Оборудование обвязки обсадных колонн ОКМ1 рассчитано на рабочее давление 14 МПа.
Оборудование состоит из нижней, промежуточных средней и верхней колонных головок. Обвязка обсадных колонн осуществляется с помощью клиньевых подвесок и пакеров. Клиньевая подвеска состоит из трех клиньев, которые в сборе устанавливаются в конической расточке крестовины.
Для проведения технологических операций каждая из колонных головок оснащена манифольдами. Для контроля давления в затрубном пространстве предусмотрен вентиль с манометром.
Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКМ1 на рабочее давление на 14 МПа.
Оборудование ОКК на рабочее давление 70 МПа состоит из нижней и
Оборудование ОКК на рабочее давление 70 МПа состоит из нижней и
Клиньевая подвеска состоит из четырех клиньев и корпуса. Клинья в сборе с корпусом устанавливают в цилиндрической расточке крестовины. Арматура для фонтанных нефтяных и газовых скважин
Для освоения и пуска в эксплуатацию высоконапорных фонтанных скважин месторождений Каспийского моря используют выпускаемую отечественными заводами фонтанную арматуру, предназначенную для герметизации устья, контроля и регулирования режима эксплуатации скважин, а также для проведения некоторых технологических операций.
Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКК на рабочее давление 70 МПа.
Фонтанная арматура позволяет:
проводить работы по освоению и пуску в эксплуатацию фонтанной
Фонтанная арматура позволяет:
проводить работы по освоению и пуску в эксплуатацию фонтанной
закачивать в скважину сжатый газ (воздух), жидкость и их смеси;
направлять продукцию скважины в нефтегазопровод, на нефтесборные пункты, на групповые установки, в комбайны и коллекторы;
регулировать отбор продукции из скважины; замерять забойное, устьевое, кольцевое и затрубное давления; проводить различные исследовательские работы и геолого-технические мероприятия (по очистке подъемных труб от парафина, солей и т. д.);
глушить скважину прокачкой воды или бурового раствора либо закрыть ее на определенное время.
Фонтанная арматура состоит из - трубной головки, фонтанной елки, запорных устройств с ручным, дистанционным и автоматическим управлением и регулирующих устройств.
На месторождениях Каспийского моря для герметичного перекрытия ствола фонтанных нефтяных и
На месторождениях Каспийского моря для герметичного перекрытия ствола фонтанных нефтяных и
Схема компоновки оборудования комплекса КУСА-89-350-Э (комплекс управления скважинными отсекателями):
1-станция управления; 2- трубка управления; 3-распределитель; 4-температурный предохранитель; 5-уплотнительное устройство; 6-подвесной патрубок; 7- электроконтактный манометр; 8-направляющий распределитель.
Ремонт, проводимый с помощью канатной техники, является прогрессивным методом обслуживания скважин,
Ремонт, проводимый с помощью канатной техники, является прогрессивным методом обслуживания скважин,
К скважинному оборудованию относятся: подъемные трубы; посадочные ниппели; циркуляционные клапаны механического действия, скважинные камеры для съемных клапанов, разъединитель колонны, трубный предохранительный клапан-отсекатель и ингибиторные клапаны механического действия.
Кроме перечисленного, в подземное оборудование, необходимое при работе с канатной техникой, входят: пакер (при многопластовом заканчивании скважин — два или несколько пакеров), телескопическое соединение, срезной клапан, противоэрозионные патрубки, перфорированный патрубок и др.
Основным звеном в системе подземного скважинного оборудования, обеспечивающим возможность применения канатной
Основным звеном в системе подземного скважинного оборудования, обеспечивающим возможность применения канатной
В данном случае НКТ служат не только подъемником для выноса продукции скважины, но являются также связующим звеном между всеми спущенными в скважину узлами оборудования, необходимого для работ с помощью инструмента, спускаемого на проволоке или тросе.
В соответствии с расчетным диаметром (внутренним и наружным) НКТ, их длиной, массой, прочностью и типом резьбовых соединений проектируется весь комплекс оборудования, спускаемого в скважину, и затем определяется номинальный размер канатных инструментов.
Рассмотрим назначение и устройство оборудования, спускаемого в скважину на НКТ и обеспечивающего ее освоение и ремонт с помощью канатной техники. Посадочные ниппели делают непроходными и проходными, они могут быть с боковыми отверстиями, полированные и опорные, а также для дистанционно-управляемых клапанов-отсекателей. Для предотвращения разъедания посадочных ниппелей в процессе длительной эксплуатации в коррозионной и эрозионной средах их изготавливают из термообработанной легированной стали.
На колонне НКТ можно устанавливать любое число проходных посадочных ниппелей одного
На колонне НКТ можно устанавливать любое число проходных посадочных ниппелей одного
Проходные посадочные ниппели без установленных в них замковых устройств сохраняют максимальное проходное сечение для данного размера труб, не ограничивая их пропускную способность.
Непроходной посадочный ниппель представляет собой патрубок с резьбой НКТ, имеющий внутри непропускающий заплечик, кольцевую проточку и полированную поверхность. Его обычно устанавливают у башмака подъемных труб на несколько метров ниже пакера.
При освоении скважины непроходной посадочный ниппель используют для установки глухих пробок, обратных клапанов с целью опрессовки колонны НКТ, посадки гидравлических пакеров, изоляции нижнего пласта (или пакера), а также при обработке верхнего пласта.
Проходной посадочный ниппель отличается от непроходного отсутствием непропускающего заплечика, вследствие чего он имеет больший проходной диаметр, чем у такого же размера непроходного посадочного ниппеля.
Трубный предохранительный клапан-отсекатель предназначен для автоматического принудительного закрытия скважины при повреждениях
Трубный предохранительный клапан-отсекатель предназначен для автоматического принудительного закрытия скважины при повреждениях
Ингибиторный клапан предназначен для перепуска ингибиторов коррозии из затрубного пространства в трубы и герметичного перекрытия потока с целью предотвращения перетока жидкости в обратном направлении. Ингибиторные клапаны открываются при перемещении внутренней втулки инструментом, спускаемым на проволоке.
Перфорированный патрубок применяют для предохранения попадания из пласта и с забоя скважины в подъемные трубы кусков породы, цемента и т. д., которые могут препятствовать работам с канатным инструментом.
Кулачковый фиксатор ФК-38 предназначен для фиксации в кармане скважинной камеры газлифтного или ингибиторного клапанов диаметром 38 мм, а также циркуляционной и глухой пробок того же размера.
Кулачковый фиксатор ФК-38
Кулачковый фиксатор ФК-38 состоит из съемной головки 1, разрезной
Кулачковый фиксатор ФК-38
Кулачковый фиксатор ФК-38 состоит из съемной головки 1, разрезной
1 — 89-мм НКТ; 2 — управляющая трубка; 3 — противоэрозионный
1 — 89-мм НКТ; 2 — управляющая трубка; 3 — противоэрозионный
Схемы компоновки подземного оборудования при фонтанном способе добычи:
Из представленных схем наиболее рациональной является схема (а) с дистанционно управляемым
Из представленных схем наиболее рациональной является схема (а) с дистанционно управляемым
Далее показана схема компоновки подземного оборудования с забойным предохранительным клапаном-отсекателем (б), срабатывающим при превышении установленного дебита скважины.
Ряд сверхглубоких скважин, расположенных на отдельных морских основаниях, в которых по каким-либо причинам не устанавливался предохранительный клапан-отсекатель, был оборудован по схеме (в). При работе по этой схеме можно осваивать и глушить скважины в аварийных ситуациях без использования канатной техники (когда современная переброска ее на стационарную платформу задерживается из-за штормовой погоды).
Основным преимуществом метода разработки морских нефтяных месторождений с подводным расположением устьев
Основным преимуществом метода разработки морских нефтяных месторождений с подводным расположением устьев
Вследствие сравнительно низких капитальных затрат метод может быть применен для разработки месторождений с небольшими запасами нефти, эксплуатация которых с обычных стационарных платформ является нерентабельной.
Преимуществом системы с подводным расположением устья является также защищенность всего оборудования, установленного на дне, от внешних погодных условий.
Работа нефтяной скважины в Мексиканском заливе регулируется с панели 1 дистанционного
Работа нефтяной скважины в Мексиканском заливе регулируется с панели 1 дистанционного
Изгиб трубопровода выкидной линии, имеющей радиус кривизны, равный 1,5 м, достаточен для возможности спуска в скважину различных инструментов канатной техники.
Возможен также вертикальный вход 8 в устье скважины для замены НКТ и пакера, а также для текущего ремонта устьевой арматуры.
В этой системе можно менять направление движения жидкости, поэтому в скважине возможно проведение текущего ремонта и других операций по обработке ствола. Например удаление парафина, обработка соляной кислотой, цементирование под давлением и перфорация.
Схема подводного заканчивания скважин в Мексиканском заливе.