Компоновка - подземное оборудование
Cтраница 2
Одновременно с совершенствованием технологии обработок скважин было предложено изменить компоновку подземного оборудования. Предусмотренная проектом разработки компоновка подземного оборудования, включающая лишь пакер и циркуляционный клапан, не обеспечивала условия для ингибирования подпа-керного оборудования, а также не позволяла управлять работой пласта и процессом кислотной обработки. На основе анализа промысловых исследований и данных эксплуатации скважин в подземное оборудование были дополнительно включены ингибиторный, струйные и подпакерный циркуляционный клапан. Эти - клапаны позволяют подавать комплексный ингибитор коррозии, осуществлять регулируемое дренирование пласта и направленное. [16]
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. [17]
На рис. 28, а, б, в показаны схемы компоновки подземного оборудования для газлифтного способа добычи нефти. При компоновке оборудования по этим схемам в скважине можно производить следующие работы с помощью канатной техники: смену глухих клапанов на газлифтные при переводе скважины с фонтанного на газлифтный способ эксплуатации, без подъема оборудования, спущенного в фонтанный период работы; смену пусковых газлифтных клапанов в случае пропуска через них газа; увеличение глубины ввода газа путем замены нижних глухих клапанов на газлифтные; установку и съем обратных клапанов, спуск скважинных приборов для исследования скважины; чистку подъемных труб от парафина и от песчаных пробок. [18]
 |
Гидравлически управляемый подвесной эксплуатационный пакер фирмы Бейкер с обратным клапаном, модель SABL-3. [19] |
В открытом состоянии циркуляционный клапан обеспечивает сообщение затрубного пространства скважины с внутренней полостью спущенной компоновки подземного оборудования, а в закрытом состоянии - герметичность внутритрубного пространства. [20]
Это позволяет не уменьшать внутренний проходной диаметр НКТ, когда необходимо предусмотреть в компоновке подземного оборудования несколько посадочных ниппелей. [21]
В общем случае, с учетом недостатков известных конструкций, предлагается изменить технологическую схему и компоновку подземного оборудования для раздельной добычи нефти. [22]
Если невыполнение первых двух условий полностью исключает возможность применения метода одновременно-раздельной эксплуатации скважин, то последние два условия связаны с выбором и компоновкой подземного оборудования скважин и определяют техническую осуществимость метода во времени. [23]
Объективная информация о геолого-эксплуатационных данных необходима для оценки условий работы скважинного оборудования при использовании инструментов, спускаемых в трубы на проволоке или тросе, На их основе определяются требования к компоновке подземного оборудования. [24]
К причинам, снижающим успешное выполнение операций по открытию и закрытию циркуляционного клапана, срыву и посадке клапана-отсека-теля, относятся наклонный или сильно искривленный профиль скважины, Некачественная промывка скважины, неправильная компоновка подземного оборудования, недостаточный вес инструмента и неэффективная работа ядсов. [25]
В осложненных условиях эксплуатации следует регулярно проводить профилактические работы: очистку подъемной колонны от парафина и солей, закрепление рыхлых песчаников, введение в отбираемую жидкость на забое антикоррозионных добавок и др. Правильно подобранная компоновка подземного оборудования позволит исключить извлечение НКТ в течение всего или длительного срока эксплуатации скважины. [26]
Основным устройством для обеспечения безопасной работы подземного оборудования является клапан-отсекатель, перекрывающий скважину. Поэтому при компоновке подземного оборудования необходимо учитывать взаимосвязь его с остальными устройствами. [27]
Одновременно с совершенствованием технологии обработок скважин было предложено изменить компоновку подземного оборудования. Предусмотренная проектом разработки компоновка подземного оборудования, включающая лишь пакер и циркуляционный клапан, не обеспечивала условия для ингибирования подпа-керного оборудования, а также не позволяла управлять работой пласта и процессом кислотной обработки. На основе анализа промысловых исследований и данных эксплуатации скважин в подземное оборудование были дополнительно включены ингибиторный, струйные и подпакерный циркуляционный клапан. Эти - клапаны позволяют подавать комплексный ингибитор коррозии, осуществлять регулируемое дренирование пласта и направленное. [28]
Время, необходимое для создания ингибиторной пленки толщиной 0 3 мм при длине хвостовика 300 м и скорости нисходящего потока ингибитора, равной 0 6 м / с, составит 12 - 15 мин. Поэтому рекомендуется изменение компоновки подземного оборудования с установкой циркуляционного ( ингибиторного) клапана ниже клапана-отсекателя. Это предложение внедрено и проходит проверку в промысловых условиях Оренбургского месторождения на двенадцати введенных в эксплуатацию скважинах. [29]
Газлифтный способ эксплуатации для скважин с надводным расположением устья скважин широко применяется на месторождениях Персидского залива. Фирма Dubai Petroleum Co, разработала стандартную компоновку подземного оборудования для различных условий эксплуатации скважин морских месторождений Фатех и Юго - Западный Фатех. [30]
Страницы: 1 2 3