Оборудование эксплуатационных скважин
Эксплуатационные газоконденсатные скважины Чаяндинского месторождения в связи с наличием в разрезе ММП должны эксплуатироваться по пакерной схеме. Опыт эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин по пакерной схеме показал, что схема обеспечивает защиту внутренних поверхностей эксплуатационной колонны от абразивного и коррозионного воздействия добываемого пластового флюида и технологических растворов, применяемых при ремонте и техническом обслуживании скважин, дает возможность проведения некоторых видов ремонта скважины без ее глушения.
Для проектируемых наклонных эксплуатационных газоконденсатных скважин предусматривается комплекс подземного оборудования (КПО) типоразмера 168/89х21, который должен обеспечивать:
герметичное перекрытие проходного сечения лифтовой колонны при возникновении аварийной ситуации или проведении технологических операций на скважинах, требующих отсечения пласта от устья;
систему подачи ингибитора гидратообразования в трубное пространство скважины;
компенсацию температурного изменения длины лифтовой колонны;
временное сообщение затрубного пространства скважины с трубным пространством;
надежную герметизацию затрубного пространства скважины между эксплуатационной и лифтовой колоннами.
В состав КПО должны входить следующие элементы:
Клапан-отсекатель приустьевой (КОУ) управляемый с поверхности с верхним посадочным профилем (максимальный наружный диаметр – 132 мм; рабочее давление - 21,0 МПа). Глубина установки КОУ – 50 м. Верхний посадочный профиль следует использовать для установки протекторной втулки КОУ;
Линия гидроуправления КОУ (цельная длинномерная трубка диаметром
6,35 мм, рабочее давление – 30,0 МПа);
Ингибиторный клапан для подачи в трубное пространство скважины ингибитора гидратообразования по эжекционной линии, оснащенный двойным обратным клапаном и разрывной гильзой – диафрагмой (максимальный наружный диаметр клапана – 136 мм; рабочее давление - 21,0 МПа);
Эжекционная линия ингибиторного клапана (цельная длинномерная трубку диаметром 6,35 мм на рабочее давление 30,0 МПа, спускаемую снаружи лифтовой колонны и закрепляемую с помощью протекторов);
Телескопическое соединение для компенсации температурного изменения длины лифтовой колонны (типоразмер 136 мм, рабочее давление - 21,0 МПа);
Циркуляционный клапан с верхним посадочным ниппелем для обеспечения временного сообщения затрубного пространства скважины с трубным пространством. Верхний посадочный ниппель может быть использован для установки глухой пробки при опрессовке верхней части лифтовой колонны (типоразмер 136 мм, рабочее давление - 21,0 МПа);
Мандрель для размещения датчиков давления и температуры для контроля и оптимизации процессов, происходящих при добыче газа. Датчики должны быть испытаны при высоком уровне вибрации и термобарических циклах. Связь с регистратором на поверхности осуществляется по оптоэлектрическому кабелю, прикрепленному к НКТ.
Разъединитель колонны для обеспечения многократного разъединения и повторного соединения лифтовой колонны с эксплуатационным пакером (типоразмер 140 мм, рабочее давление - 21,0 МПа);
Стационарно-съемный гидравлический эксплуатационный пакер (типоразмер 140, рабочее давление - 21,0 МПа);
Нижний посадочный ниппель (типоразмер 136 мм, рабочее давление - 21,0 МПа). Ниппель может использоваться для распакеровки пакера (приведения пакера из транспортного положения в рабочее) при перекрытии трубного пространства скважины глухой пробкой;
Направляющая воронка (условный диаметр 89 мм, рабочее давление - 21,0 МПа) для центрирования лифтовой колонны в эксплуатационной колонне и безопасного прохождения геофизических приборов через башмак лифтовой колонны;
Протекторы с фасонными проточками под линию управления КОУ, эжекционную линию (типоразмер – под муфту НКТ 88,9 мм, рабочее давление – 21 МПа). Протекторы должны обеспечивать безопасный спуск КПО (предотвращать повреждение эжекционной линии и линии управления КОУ о внутреннюю стенку эксплуатационной колонны). Кроме этого, линии следует крепить по телу НКТ (посередине) металлической бандажной лентой, не допуская их провисания и перекручивания. Для крепления линий к лифтовой колонне выше КОУ следует применять комбинированные протекторы, выполненные в одном корпусе;
Расходные муфты (толстостенные патрубки) для компенсации гидромеханического износа НКТ добываемым флюидом из-за сужения проходного сечения в элементах КПО (рабочее давление - 21,0 МПа);
Монтажные (допускные) патрубки (рабочее давление - 21,0 МПа), которые предназначены для соблюдения требований по моменту свинчивания лифтовой колонны и КПО, так как элементы КПО имеют наружный диаметр, отличающийся от стандартных плашек (сухарей) гидравлического ключа;
Герметизирующие и присоединительные фитинги для эжекционной линии, линии управления КОУ (рабочее давление – 21 МПа);
Протекторная втулка КОУ, которая удерживает створку КОУ в открытом положении независимо от величины давления в линии управления КОУ. Данную втулку допускается использовать при спуске КПО, при проведении тросовых операций с КПО, а также при проведении перфорационных работ на скважине;
Комплект инструментов и приспособлений (КИП) для КПО (грузовые штанги, яссы, толкатель створки циркуляционного клапана, глухая пробка и т.д.), используемый при работе с канатной техникой;
Набор допускных патрубков различной длины (рабочее давление - 21,0 МПа), которые предназначены для регулирования высотной отметки при соединении лифтовой колонны с подвесным устройством фонтанной арматуры (ФА).
Для подземного оборудования рекомендуется использовать коррозионностойкие в среде СО2 материалы.
Ниже комплекса подвешивается подпакерный хвостовик из гладких НКТ типоразмера 88,9 мм. Возможно также применение труб, из которых монтировалась лифтовая колонна.
Устье скважины оборудуется фонтанной арматурой (ФА) отечественного или зарубежного производства с задвижками ручного и гидравлического (электрического) управления. Гидравлическое управление КОУ и задвижками ФА осуществляется от станции управления фонтанной арматурой (СУФА). Для регулирования отборов скважинного флюида ФА вместо углового штуцера комплектуется угловым дроссельным клапаном, управляемым от СУФА. Фонтанная арматура, по причине большого наружного диаметра КОУ, комплектуется трубной головкой (ТГ) с увеличенным проходным отверстием. Подвеска (трубодержатель) НКТ в ФА должна обеспечивать беспрепятственное прохождение КИП для КПО.
В качестве устьевого оборудования для газоконденсатных наклонных скважин рекомендуется фонтанная арматура АФ6Д-80/65х21К1 ХЛ, устанавливаемая на колонную головку ОКК1-21-168х245К1 ХЛ.
Для дистанционного управления КОУ в конструкции подвески НКТ и ТГ следует предусмотреть канал под линию управления. При оснащении скважин ингибиторным клапаном в устьевом оборудовании следует предусмотреть герметизированный ввод эжекционной линии.
Компоновка подземного оборудования для проектируемых скважин показана на рисунке 1.
|
|
Рисунок 1– Компоновка устьевого и внутрискважинного оборудования
наклонных газоконденсатных скважин Чаяндинского месторождения.
Заключительные работы после освоения скважины
В случае если после освоения скважины величина дебита соответствует прогнозному (при стабильном устьевом трубном и затрубном давлениях), принимается решение об окончании работ с последующей передачей скважины Заказчику в установленном порядке.
Перед передачей скважины Заказчику проводятся следующие работы:
Фонтанная арматура должна быть установлена в проектном положении, комплектна, запорная арматура в исправном состоянии и герметична;
дренаж задвижек фонтанной арматуры;
выполнить набивку полостей ФА сальниковой смазкой, в присутствии представителя службы добычи газа (геологии) эксплуатации;
отпарка ФА и КГ;
демонтаж факельных и нагнетательных линий;
расчистка и планировка территории вокруг устья скважины;
устранение замазученности и разливов.
Скважина передается Заказчику под давлением. Глушение скважины после освоения допускается только в исключительных случаях по требованию предприятия Заказчика. При этом должны быть приняты меры по предупреждению загрязнения продуктивного пласта.
В случае консервации скважины заключительные работы проводятся по специальному, дополнительному плану, согласованному с геологической службой предприятия Заказчика, и ВЧ ООО «Газпром газобезопасность».
Таблица 2. — Подготовительные и монтажные работы к испытанию (освоению) скважины
Наименование работ
|
Единицы измерения
|
Количество
|
1
|
Монтаж ОП4-180/80х21 ХЛ
|
комплект
|
1
|
2
|
Выкидная линия для освоения (факельная)
|
10 п.м.
|
20
|
3
|
Опорные стойки под линию освоения
|
штук
|
40
|
4
|
Линия глушения
|
10 п.м.
|
7
|
5
|
Опорные стойки под линию глушения
|
штук
|
14
|
6
|
Сепаратор ГС 1-64-600-09-Г2С
|
комплект
|
1
|
7
|
Замерная емкость (V = 25 м3)
|
штук
|
1
|
8
|
Емкость для сбора газоконденсата (V = 50 м3)
|
штук
|
2
|
9
|
Продувочная линия трубопровода до сепаратора и после
|
10 м
|
10
|
10
|
Монтаж трубопровода от сепаратора до замерной емкости
|
10 м
|
3
|
11
|
Опорные стойки под выкидные линии
|
штук
|
20
|
12
|
Монтаж емкости под технологический раствор (V до 50 м3)
|
штук
|
2
|
13
|
Обвязка емкостей
|
штук
|
2
|
14
|
Система обогрева емкостей
|
система
|
2
|
15
|
Монтаж емкости под метанол (V = 10 м3)
|
штук
|
1
|
16
|
Обвязка емкости
|
штук
|
1
|
Таблица 3 — Продолжительность испытания (освоения) на продуктивность в обсаженном стволе
Наименование работ
|
Продолжительность, сут.
|
|
|
Подготовительные работы перед освоением объекта
|
1,5
|
Нормализация забоя, разбурка пробок щелевого фильтра
|
2,2
|
Шаблонирование колонны, скреперование
|
1,7
|
Спуск НКТ 88,9 мм с КПО
|
2,5
|
Смена жидкости в скважине на дизтопливо (газоконденсат)
|
0,6
|
Вызов притока (компрессирование азотом) колтюбинговой установкой
|
2,2
|
Освоение, очистка и исследования скважины
|
12,0
|
ИТОГО:
|
22,7
|
Глинокислотная обработка*
|
9,0
|
Примечание - Глинокислотная обработка пласта с целью интенсификации притока может быть проведена в случае неполучения или получения неудовлетворительного притока пластового флюида после освоения скважины по решению геологической службы Заказчика. Оформляются и оплачиваются согласно исполнительно сметного расчёта (ИСР).
|
|
