Комплекс - подземное оборудование
Cтраница 2
Однако осуществление этих решений задерживается из-за отсутствия надежной технологии и оборудования для извлечения из скважин комплексов подземного оборудования, так как извлечь длительное время проработавший в скважине пакер практически невозможно. Для извлечения отечественных комплексов подземного оборудования КО 219 / 168 - 140 ОАО [ Саратовгазприборавтоматика) требуются специальные инструменты повышенной грузоподъемности, а для извлечения пакеров SAB зарубежного производства ( Baker Oil Tools, lnc J необходим специальный фрезерный инструмент для разбури-вания пакера, закупаемый по импорту. [16]
Газовые скважины с пластовыми давлениями, не превышающими гидростатическое, в зависимости от сроков консервации и оснащенности комплексом подземного оборудования консервируют следующим образом. [17]
Для защиты эксплуатационной колонны от воздействия добываемой среды на северных месторождениях с эксплуатационной колонной диаметром 219 мм используется комплекс подземного оборудования типа КО. [18]
Гидравлический разрыв пласта осуществляется с использованием различных технологических жидкостей, материалов для закрепления трещин гидроразрыва, а также комплекса наземного и подземного оборудования. [19]
 |
Фланцевая катушка с подвеской типа HHS.| Фланцевая катушка TS с уплотнением типа HTS. [20] |
На верхнюю часть катушки HS устанавливают фонтанную елку, снимается обратный клапан в подвеске HHS с помощью приспособления для замены задвижек под давлением и распакеровывают пакер комплекса подземного оборудования скважины. [21]
Несмотря на то, что Медвежье месторождение вступило на завершающую стадию разработки, более 50 % эксплуатационных скважин до сих пор оснащены 168 мм лифтовыми колоннами и более 40 % эксплуатационных скважин до сих пор оснащены комплексами подземного оборудования. Наличие лифтовых колонн большого диаметра и комплексов подземного оборудования в условиях АНПД, характерного для этого этапа разработки, ведет к большим потерям давления по стволу скважин, к скапливанию жидкости на забое скважин и, в конечном итоге, к снижению добычи газа из месторождения. [22]
Кроме указанных элементов, необходимых для работы с канатной техникой, компоновка подземного оборудования включает пакер ( при многопластовом заканчивании - два или несколько пакеров), - телескопическое соединение, срезной клапан, противоэрозионные патрубки, перфорированный патрубок и др. Эти элементы1 увеличивают срок службы всего комплекса подземного оборудования скважины, способствуют повышению эффективности подземного ремонта, выполняемого с помощью инструментов, спускаемых на проволоке. [23]
Пласты разобщают гидравлическими пакерами двух - и однопроходными 18, 20 ( см. ркс. В состав комплекса подземного оборудования входят: клапан-отсекатель 15, днгвбиторные W к циркуляционные 17 клапаны. В лоток газа вводятся ингибиторы через клапаны 16, при промывках скважины и глушении срабатывают циркуляционные клапаны Л механического или гидравлического действия. Циркуляционный клапан гидравлического действия используется для экстренного глушения скважины в аварийных ситуациях. [24]
Несмотря на то, что Медвежье месторождение вступило на завершающую стадию разработки, более 50 % эксплуатационных скважин до сих пор оснащены 168 мм лифтовыми колоннами и более 40 % эксплуатационных скважин до сих пор оснащены комплексами подземного оборудования. Наличие лифтовых колонн большого диаметра и комплексов подземного оборудования в условиях АНПД, характерного для этого этапа разработки, ведет к большим потерям давления по стволу скважин, к скапливанию жидкости на забое скважин и, в конечном итоге, к снижению добычи газа из месторождения. [25]
Кроме того, необходимо отметить, что на месторождении до сих пор около 20 % скважин оснащено по пакерной схеме. В основном в них установлены пакеры Бакинского производства: 2ПД - ЯГ - на 17 скважинах; ППГ5 - 136x350 - на 4 скважинах; ППГ5 - 145x350 - на 3 скважинах. Забойные клапаны-отсекатели, также входящие в состав комплексов подземного оборудования, были извлечены из скважин в период 1995 - 1998 годы. [26]
Рассмотрены особенности работы отдельных ПХГ. Даны рекомендации по оптимальным вариантам создания и эксплуатации отдельных ПХГ. Рекомендован оптимальный технологический режим совместной работы 2 - х хранилищ. Предложены комплексы подземного оборудования эксплуатационных скважин на ПХГ. Приведены пути повышения эффективности работы сквахинного оборудования. [27]
На скважинах проводят ревизию, плане срочный, текущий и капитальный ремонт подземного и наземного оборудования. Ревизия заключается в плановом осмотре наземного оборудования и анализе текущих показателей работы подземного оборудования в целях регистрации происходящих изменений и принятии решения о проведении текущего или капитального ремонта. Текущий ремонт, как правило, проводят без остановки скважины; для проведения капитального ремонта скважину останавливают с заполнением ствола скважины промывочной жидкостью. При капитальном ремонте проводят промывку песчаных пробок, изоляцию обводнявшихся пластов, герметизацию цементного кольца, подъем и замену фонтанных труб, комплекса подземного оборудования, а иногда бурение нового ствола скважины. В скважинах, находящихся в эксплуатации, проводят планово-предупредительный ( профилактический и восстановительный) ремонт в строгом соответствии с заранее составленными планами. Целью таких работ является вьи ние различных отклонений от установленного т режима работы скважин. [28]
На современных промыслах действуют полностью автоматизированные установки комплексной подготовки газа мощностью до 8 млрд. м3 / год. Производительность одной технологической цепочки таких установок достигает 5 млн. м3 / сут. На таких крупных месторождениях, как Медвежье, Оренбургское, Шатлыкское п другие, весь технологический процесс от скважин до замерного узла управляется дистанционно с диспетчерского пульта. Широкое распространение сейчас получает автоматизированная система управления всем комплексом промыслового хозяйства, включая технологические процессы эксплуатации газовых залежей. К важным разработкам, применяемым на газовых месторождениях, относятся одновременная раздельная эксплуатация нескольких горизонтов одной скважиной ( ОРЭ), а также комплекс защитного подземного оборудования скважин. Использование лх при разработке газовых месторождений Туркмении, Узбекистана, Украины, Тюменской и Оренбургской областей позволяет значительно повысить надежность эксплуатации газовых скважин и дает большой экономический эффект. [29]
Страницы: 1 2