Конструкция скважины
Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к конструкции газовых скважин на истощенных месторождениях для эксплуатации их в осложненных условиях, связанных с обводнением скважин и наличием воды и механических примесей в газовом потоке. Технический результат от создания полезной модели заключается в предотвращении абразивного износа устьевого оборудования и попадание пластовой воды в газосборный коллектор, что исключает периодические остановки скважин для удаления механических примесей и пластовой воды. Конструкция скважины, включающая концентрично установленные в ней обсадные колонны, с размещенной в них лифтовой колонной и устьевое оборудование, состоящее из последовательно размещенных колонной головки, трубной головки, елки фонтанной арматуры с размещенной на ее стволе коренной и надкоренной задвижек, газового вертикального сепаратора, размещенного параллельно стволу елки фонтанной арматуры посредством верхнего и нижнего отводов, причем отводы сообщаются со стволом елки фонтанной арматуры ниже коренной и выше надкоренной задвижек.
Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к конструкции газовых скважин на истощенных месторождениях для эксплуатации их в осложненных условиях, связанных с обводнением скважин и наличием механических примесей в газовом потоке.
Истощенные газовые месторождения разрабатываются скважинами, конструкция которых содержит кондуктор, эксплуатационную колонну и спущенную в нее лифтовую колонну. Устье таких скважин оборудовано колонной головкой и фонтанной арматурой, состоящей из трубной головки и фонтанной елки. На завершающей стадии разработки в связи со снижением пластовой энергии в залежь начинают внедряться пластовые воды, приводящие к обводнению скважин и разрушению призабойной зоны пласта. Причем чем больше обводнение пласта, тем более интенсивно разрушается горная порода. Частицы разрушенной горной породы вместе с жидкостью двигаются к забою скважины, образуя песчано-глинистые и жидкостные пробки, снижающие дебит газа. Наиболее легкие частицы вместе с жидкостью потоком газа достигают устья и совершают абразивный износ устьевого оборудования, приводящего к аварии или даже к открытому газовому фонтану. Основным средством предотвращения выноса песка является установка в скважине про-тивопесочных фильтров, но в условиях низких пластовых давлений любое размещения фильтра на забое скважины приводит к увеличению гидравлического сопротивления, к потере давления по стволу скважины, снижению дебита, а при наличии жидкости на забое вплоть до самозадавливания скважины.
Известна конструкция газовых и газоконденсатных скважин для эксплуатации в условиях притока пластовых вод к забою, включающая кондуктор, эксплуатационную колонну, концентрично установленную в ней лифтовую колонну, колонную головку и фонтанную арматуру [Кроль B.C., Варданян A.M., Карапетов А.К. Эксплуатация глубоких фонтанных скважин, оборудованных пакером // Обз. информ. Сер.: Разработка и эксплуатация морских нефтяных и газовых месторождений.- М.: ВНИИЭгазпром, 1983, Вып.2].
Недостатком этой конструкции является недостаточная надежность скважины, приводящая к самозадавливанию скважины и абразивному износу устьевого оборудования, к периодическим остановкам скважины для удаления скапливающейся пластовой воды и механических примесей.
Известна конструкция газовых и газоконденсатных скважин для эксплуатации в условиях притока пластовых вод к забою, включающая кондуктор, эксплуатационную колонну, концентрично установленную в ней лифтовую колонну, колонную головку и фонтанную арматуру [Ширковский A.M. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.- М.: Недра, 1987, С.69, рис.11.5].
Недостатком этой конструкции является недостаточная надежность скважины, приводящая к самозадавливанию скважины и абразивному износу устьевого оборудования, к периодическим остановкам скважины для удаления скапливающейся пластовой воды и механических примесей.
Известна конструкция скважины, включающая концентрично установленные в ней обсадные колонны, с размещенной в них лифтовой колонной, и устьевое оборудование, состоящее из последовательно размещенных колонной головки, трубной головки, елки фонтанной арматуры [Патент RU 108100 U1].
Недостатком этой конструкции является попадание пластовой воды в газосборный коллектор и необходимость периодической остановки скважины для удаления скапливающейся пластовой воды.
Достигаемый технический результат, который получается в результате создания полезной модели, состоит в предотвращении абразивного износа устьевого оборудования и попадание пластовой воды в газосборный коллектор, что исключает периодические остановки скважин для удаления механических примесей и пластовой воды.
Технический результат достигается тем, что в известной конструкции скважины, включающей концентрично установленные в ней обсадные колонны, с размещенной в них лифтовой колонной и устьевое оборудование, состоящее из последовательно размещенных колонной головки, трубной головки, елки фонтанной арматуры с размещенной на ее стволе коренной и надкоренной задвижек, газового вертикального сепаратора, размещенного параллельно стволу елки фонтанной арматуры посредством верхнего и нижнего отводов, причем отводы сообщаются со стволом елки фонтанной арматуры ниже коренной и выше надкоренной задвижек
На фиг.1 изображена заявляемая конструкция скважины, на фиг.2 изображено устьевое оборудование с газовым сепаратором.
Конструкция скважины включает концентрично установленные кондуктор 1, эксплуатационную колонну 2, лифтовую колонну 3, с перфорационными отверстиями 4, и устьевое оборудование. Устьевой оборудование состоит из последовательно размещенных колонной головки 5, трубной головки 6 с переводной катушкой 7, коренной 8 и подкоренной 9 задвижек, газового сепаратора 10 и елки фонтанной арматуры 11. Лифтовая колонна 3 размещена во внутренней полости эксплуатационной колонны 2. Кондуктор 1 и эксплуатационная колонна 2 подвешены на клиньях колонной головки 5, а лифтовая колонна 3 - в подвеске НКТ переводной катушки 7 трубной головки 6. Газовый сепаратор 10 соединен с основным стволом устьевого оборудования с помощью двух отводов 12 и 13 с задвижками. В нижней части газового сепаратора 10 размещен сливной патрубок 14 с вентилем для удаления смеси пластовой воды и механических примесей.
Скважина заявляемой конструкции работает следующим образом.
После завершения монтажа устьевого оборудования и вызова притока из пласта проводится отработка скважины на факел.
В начальный период эксплуатации скважины газовый поток направляется по основному стволу устьевого оборудования через коренную 8 и надкоренную 9 задвижки. В дальнейшем в продуктивном пласте 15 к перфорационным отверстиям 4 происходит подтягивание конуса 16 подошвенной воды 17 вследствие подъема газоводяного контакта 18. При появлении в продукции скважины воды и песка надкоренная задвижка 9 закрывается и газожидкостный поток направляется через нижний отвод 13 в газовый сепаратор 10. Коренная задвижка 8 закрывается только в аварийном случае, поэтому остается постоянно открытой. Разделение газожидкостного потока на составляющие в газовом сепараторе 10 происходит под действием центробежных сил, направленных радиально по отношению к вертикальной оси сепаратора 10. Отделенная жидкость с механическими примесями под действием силы гравитации стекает по стенкам корпуса газового сепаратора 10 и вместе с песком удаляется через сливной патрубок 14. Очищенный от жидкости и песка газ возвращается через верхний отвод 12 в основной ствол устьевого оборудования.
При прекращении выноса жидкости и песка из скважины газовый поток вновь направляется в основной ствол устьевого оборудования.
Пример реализации.
Газовые скважины на поздней стадии разработки месторождений (пластовое давление менее 5,0 МПа) оснащаются газовыми сепараторами типа СГВ-7 [Нефть. Газ. Новации. 2011. 
11. - С.56-57]. Сепаратор СГВ-7 относится к инерционным центробежным аппаратам вихревого типа, содержит в своей конструкции семь ступеней сепарации и имеет устойчивую эффективность сепарации 99,99%. Сепараторы данного типа могут быть оборудованы автоматикой контроля уровня жидкости и узлом сброса жидкости, а также системой обогрева и теплоизоляцией. Внутренний диаметр отводов для подключения сепараторов принимается равным внутреннему диаметру основного ствола устьевого оборудования. Например, для лифтовой колонны наружным диаметром 168 мм он составит 150 мм. При этом суммарные потери давления в отводах и сепараторе при дебите газа 150-200 тыс.м3/сут не превышают 0,04 МПа или 0,8% от давления в основном стволе.
В качестве вертикального газового сепаратора можно использовать вертикальный сепаратор, описанный в книге [Ю.П. Коротаев. Эксплуатация газовых месторождений. - М.: Недра, 1975. - 355 с.].. Сепаратор представляет собой вертикальный сосуд диаметром от нескольких сотен до 2 тыс.мм, высотой до 4-5 м. Газ подается через боковой тангенциальный ввод. В сепараторе направление потока газа изменяется. Улучшаются условия выделения примесей. Отделившиеся частицы жидкости и мехпримесей накапливаются в нижней части сепаратора, откуда они периодически по мере накопления удаляются через продувочную линию.
Предлагаемая конструкция позволяет эксплуатировать скважину в условиях водо-пескопроявления без абразивного износа устьевого оборудования и обводнения сборных газопроводов. Может быть применена на скважинах Медвежьего газового месторождения.
Конструкция скважины, включающая концентрично установленные в ней обсадные колонны, с размещенной в них лифтовой колонной и устьевое оборудование, состоящее из последовательно размещенных колонной головки, трубной головки, елки фонтанной арматуры с размещенной на ее стволе коренной и надкоренной задвижек, газового вертикального сепаратора, размещенного параллельно стволу елки фонтанной арматуры посредством верхнего и нижнего отводов, причем отводы сообщаются со стволом елки фонтанной арматуры ниже коренной и выше надкоренной задвижек.
