Конструкция газовой скважины
Устройство относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к конструкции самозадавливающихся газовых скважин для эксплуатации на завершающей стадии разработки газовых месторождений, в частности к эксплуатации, так называемых, самозадавливающихся газовых скважин, то есть скважин, в которых скорости газового потока недостаточны для выноса жидкости с забоя.
Технический результат от создания полезной модели заключается в устранении причин самозадавливания газовой скважины и в ликвидации износа эксплуатационной колонны.
Конструкция самозадавливающейся газовой скважины включает кондуктор, эксплуатационную, основную и центральную лифтовые колонны, подвешенные соответственно в колонной головке, переводной катушке трубной головки и переводнике нижней крестовины, коренную и надкоренную задвижки, верхнюю крестовину, при этом верхняя и нижняя крестовины соединены между собой посредством трубопроводов, объединяющиеся в единый трубопровод, на трубопроводе от верхней крестовины и на общем трубопроводе размещены расходомеры, а на трубопроводе от нижней крестовины размещен автоматический регулирующий клапан, возле устья скважины размещен автоматический управляющий комплекс, связанный с расходомерами и автоматическим регулирующим клапаном.
Устройство относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к конструкции самозадавливающихся газовых скважин для эксплуатации на завершающей стадии разработки газовых месторождений, в частности к эксплуатации, так называемых, самозадавливающихся газовых скважин, то есть скважин, в которых скорости газового потока недостаточны для выноса жидкости с забоя.
Газовые месторождения разрабатываются скважинами, конструкция которых содержит ряд обсадных колонн со спущенной во внутреннюю эксплуатационную колонну лифтовой колонны. Устье газовых скважин оборудовано колонной головкой и фонтанной арматурой, состоящей из трубной головки с боковыми отводами и фонтанной елки с коренной и надкоренной задвижками и крестовиной с рабочей и резервной струнами. Рабочие струны крестовины фонтанной елки соединены с боковыми отводами трубной головки трубопроводами, соединяющиеся в единый трубопровод.
На завершающей стадии разработки газовых месторождений в связи со снижением пластовой энергии на забое скважины образовывается жидкостная пробка за счет поступления на забой из пласта пластовой воды или выпадения из добываемого газа и осаждения на забое конденсационной воды. Под воздействием все увеличивающего объема этой жидкости скважины останавливаются, так как энергии пласта и соответственно скорости восходящего потока газа не достаточно для выноса жидкости на поверхность. При достижении определенной высоты столба этой жидкости на забое газ из пласта не может преодолеть жидкостный барьер и скважина самозадавливается, то есть глушится [Кустышев А.В. Сложные ремонты газовых скважин на месторождениях Западной Сибири.- М.: ООО «Газпром экспо», 2010. - 212 с.].
Для предотвращения этого явления и обеспечения выноса жидкости на поверхность применяют различные способы и устройства: технологические отработки скважины на факел, закачивание в скважину поверхностно-активных веществ; уменьшение диаметра лифтовой колонны; применение плунжерного лифта.
В последние годы начинает использоваться технология одновременной добычи газа по трубному и затрубному пространствам скважины [А.С. 345266 СССР. E21B 43/00. 1972. Бюл. 
22]. Технология заключается в ограничении отбора газа из затрубного пространства путем дросселирования и обеспечения выноса скопившейся на забое жидкости на поверхность через лифтовую колонну.
Недостатком этой конструкции является недостаточная эффективность удаления жидкости с забоя, приводящая к ее скапливанию на забое и «самозадавливанию», не контролируемому глушению, скважины, а также низкая надежность скважины по причине абразивного и коррозионного износа эксплуатационной колонны при отборе газа по затрубному пространству, что запрещено правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности.
Задача создания полезной модели заключается в повышении надежности конструкции самозадавливающейся газовой скважины.
Достигаемый технический результат, который получается в результате создания полезной модели, состоит в устранении причин самозадавливания газовой скважины за счет автоматического выноса жидкости с забоя и в ликвидации абразивного и коррозионного износа эксплуатационной колонны за счет недопущения добычи газа через затрубное пространство.
Технический результат достигается тем, что конструкция самозадавливающейся газовой скважины включает кондуктор, эксплуатационную, основную и центральную лифтовые колонны, подвешенные соответственно в колонной головке, переводной катушке трубной головки и переводнике нижней крестовины, коренную и надкоренную задвижки, верхнюю крестовину, при этом верхняя и нижняя крестовины соединены между собой посредством трубопроводов, объединяющиеся в единый трубопровод, на трубопроводе от верхней крестовины и на общем трубопроводе размещены расходомеры, а на трубопроводе от нижней крестовины размещен автоматический регулирующий клапан, возле устья скважины размещен автоматический управляющий комплекс, связанный с расходомерами и автоматическим регулирующим клапаном.
На фиг. изображена заявляемая конструкция самозадавливающейся газовой скважины.
Конструкция самозадавливающейся газовой скважины включает кондуктор 1, концентрично установленную в нем эксплуатационную колонну 2, подвешенную в колонной головке 3. Внутри эксплуатационной колонны 2 размещена основная лифтовая колонна (ОЛК) 4, подвешенная в переводной катушке 5 трубной головки 6, которая установлена на верхнем фланце колонной головки 3. На верхнем фланце переводной катушки 5 размещена нижняя крестовина 7. Внутри ОЛК 4 размещена центральная лифтовая колонна (ЦЛК) 8, смонтированная из труб меньшего диаметра и подвешенная в переводнике 9, который установлен на нижней крестовины 7. Между основной 4 и центральной 8 лифтовыми колоннами образовано кольцевое пространство (КП) 10. На верхнем фланце переводника 9 установлены коренная 11 и надкоренная 12 задвижки и верхняя крестовина 13.
Верхняя крестовина 13 соединена с нижней крестовиной 7 трубопроводами 14 и 15, образуя после соединения единый трубопровод 16. На трубопроводе 14 и едином трубопроводе 16 размещены расходомеры (Р) 17 и 18, например, типа «трубы Вентури», сигналы от которых поступают на автоматический управляющий комплекс (АУК) 19, размещенный возле устья скважины. На трубопроводе 15 от нижней крестовины 7 размещен автоматический регулирующий клапан (РК) 20, управляемый посредством сигнала, передаваемого от автоматического управляющего комплекса 19.
Скважина заявляемой конструкции работает следующим образом.
После спуска во внутреннюю полость основной лифтовой колонны (ОЛК) 4 центральной лифтовой колонны (ЦЛК) 8, подвески ее в переводнике 9 и завершения монтажа на верхнем фланце переводника 9 коренной 11 и надкоренной 12 задвижек и верхней крестовины 13 с трубопроводом 14 и монтажа единого трубопровода 6, соединяющего трубопровод 14 с трубопроводом 15 от нижней крестовины 7, проводится вызов притока из пласта и отработка скважины на факел.
Скважина вводится в эксплуатацию с одновременным отбором газа по центральной лифтовой колонне 8, размещенной во внутренней полости основной лифтовой колонны 4 и по кольцевому пространству (КП) 10, образованному основной 4 и центральной 8 лифтовыми колоннами.
В процессе эксплуатации на забое 21 скважины образовывается жидкостная пробка за счет поступления на забой 21 пластовой воды или выпадения из газа и осаждения на забое 21 конденсационной воды. При определенных скоростях, например, выше 5 м/с, жидкость с забоя 21 вместе с газовым потоком выносится на устье скважины, при меньшей скорости жидкость перестает выноситься и остается на забое 21 в виде жидкостной пробки. Расходомеры 17 и 18, установленные на трубопроводе 14 от верхней крестовины 13 и едином трубопроводе 16 подают сигналы о величинах рабочих дебитов на автоматический управляющий комплекс (АУК) 19. Автоматический управляющий комплекс (АУК) 19 автоматически осуществляет обработку поступившей информации и на автоматический регулирующий клапан (РК) 20 поступает сигнал об изменении проходного сечения клапана, а значит об изменении дебитов в кольцевом пространстве (КП) 10 и в центральной лифтовой колонне (ЦЛК) 8.
Предлагаемая конструкция позволяет эксплуатировать самозадавливающуюся газовую скважину без проведения ее капитального ремонта, что на порядок снижает затраты на эксплуатацию скважины.
Пример 1 реализации конструкции самозадавливающейся газовой скважины. Конструкция самозадавливающейся газовой скважины включает кондуктор, смонтированный из обсадных труб диаметром 324 мм, эксплуатационную колонну, смонтированную из обсадных труб диаметром 219 мм, подвешенную в колонной головке ОКК1-210-324×219. Внутри эксплуатационной колонны размещена основная лифтовая колонна из лифтовых труб диаметром 168 мм, подвешенная в переводной катушке трубной головки фонтанной арматуры АФ6-150/100×210, которая установлена на верхнем фланце колонной головки. Внутри основной лифтовой колонны размещена центральная лифтовая колонна из насосно-компрессорных труб диаметром 89 мм, подвешенная в переводнике, который установлен на нижней крестовине. Между основной лифтовой колонной диаметром 168 мм и центральной лифтовой колонной образовано кольцевое пространство. На верхнем фланце переводника установлена верхняя крестовина с трубопроводом проходным сечением 80 мм, который соединен с трубопроводом от нижней крестовины, образуя после соединения единый трубопровод. На трубопроводе от верхней крестовины и единого трубопровода размещены расходомеры типа «трубы Вентури», сигналы от которых поступают на автоматический управляющий комплекс, размещенный возле устья скважины. На трубопроводе от нижней крестовины размещен автоматический регулирующий клапан РК-100×21, управляемый посредством сигнала, передаваемого от автоматического управляющего комплекса.
Пример 2 реализации конструкции самозадавливающейся газовой скважины. Конструкция самозадавливающейся газовой скважины включает кондуктор, смонтированный из обсадных труб диаметром 245 мм, эксплуатационную колонну, смонтированную из обсадных труб диаметром 168 мм, подвешенную в колонной головке ОКК1-210-245×168. Внутри эксплуатационной колонны размещена основная лифтовая колонна из лифтовых труб диаметром 114 мм, подвешенная в переводной катушке трубной головки фонтанной арматуры АФ6-100/100×210, которая установлена на верхнем фланце колонной головки. Внутри основной лифтовой колонны размещена центральная лифтовая колонна из насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм, подвешенная в переводнике, который установлен на нижней крестовине. Между основной лифтовой колонной диаметром 114 мм и центральной лифтовой колонной образовано кольцевое пространство. На верхнем фланце переводника установлена верхняя крестовина с трубопроводом проходным сечением 65 мм. Верхняя крестовина соединена с нижней крестовиной, образуя после соединения единый трубопровод. На трубопроводе от верхней крестовины и едином трубопроводе размещены расходомеры типа «трубы Вентури», сигналы от которых поступают на автоматический управляющий комплекс, размещенный возле устья скважины. На трубопроводе от нижней крестовины размещен автоматический регулирующий клапан РК-80×21, управляемый посредством сигнала, передаваемого от автоматического управляющего комплекса.
Пример 3 реализации конструкции самозадавливающейся газовой скважины. Конструкция самозадавливающейся газовой скважины включает кондуктор, смонтированный из обсадных труб диаметром 245 мм, эксплуатационную колонну, смонтированную из обсадных труб диаметром 168 мм, подвешенную в колонной головке ОКК1-210-245×168. Внутри эксплуатационной колонны размещена основная лифтовая колонна из лифтовых труб диаметром 114 мм, подвешенная в переводной катушке трубной головки фонтанной арматуры АФ6-100/100×210, которая установлена на верхнем фланце колонной головки. Внутри основной лифтовой колонны размещена центральная лифтовая колонна из насосно-компрессорных труб диаметром 60 мм, подвешенная в переводнике, который установлен на нижней крестовине. Между основной лифтовой колонной диаметром 114 мм и центральной лифтовой колонной диаметром 60 мм образовано кольцевое пространство. На верхнем фланце переводника установлена верхняя крестовина с трубопроводом проходным сечением 60 мм. Верхняя крестовина соединена с нижней крестовиной, образуя после соединения единый трубопровод. На трубопроводе от верхней крестовины и едином трубопроводе размещены расходомеры типа «трубы Вентури», сигналы от которых поступают на автоматический управляющий комплекс, размещенный возле устья скважины. На трубопроводе от нижней крестовины размещен автоматический регулирующий клапан РК-80×21, управляемый посредством сигнала, передаваемого от автоматического управляющего комплекса.
Конструкция газовой скважины, включающая кондуктор, эксплуатационную, основную и центральную лифтовые колонны, подвешенные соответственно в колонной головке, переводной катушке трубной головки и переводнике нижней крестовины, коренную и надкоренную задвижки, верхнюю крестовину, при этом верхняя и нижняя крестовины соединены между собой посредством трубопроводов, объединенных в единый трубопровод, на трубопроводе от верхней крестовины и на общем трубопроводе размещены расходомеры, а на трубопроводе от нижней крестовины размещен автоматический регулирующий клапан, возле устья скважины размещен автоматический управляющий комплекс, связанный с расходомерами и автоматическим регулирующим клапаном.
