Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1
Подождите немного. Документ загружается.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
473
3. Мощности сооружений систем заводнения должны обеспечить
осуществление максимальной закачки по каждому технологическому
блоку (площадке) разработки.
Требования к нагнетательной скважине и закачиваемой воде
Параметры бурового раствора при вскрытии продуктивных пластов в
нагнетательных скважинах должны соответствовать требованиям,
предусмотренным в проектах на строительство данной категории
скважин.
Конструкции нагнетательных скважин (диаметры их обсадных колонн,
высота подъема цемента и др.) обосновываются в технологических
проектных документах на разработку месторождений.
3. Конструкции нагнетательных скважин должны обеспечивать:
возможность закачки предусмотренных в проектах объемов воды
и проведение геолого-технических мероприятий при заданных рабочих
давлениях;
производство всех видов ремонта и исследований с
использованием соответствующего оборудования, аппаратуры, приборов
и инструмента;
надежное разобщение пластов и объектов разработки.
4. Для обеспечения запроектированных показателей приемистости
и охвата закачкой всего вскрытого продуктивного разреза конструкция
забоя нагнетательной скважины должна быть такой, чтобы фильтрующая
поверхность пласта была максимально открытой.
5. Физико-химические свойства воды, закачиваемой в пласт должны
обеспечивать продолжительную устойчивую приемистость пласта и
высокую нефтевымывающую способность, не ухудшая свойств нефти,
газа и пласта.
6. Используемая для заводнения пласта вода по своим свойствам
должна быть совместима с пластовой водой, породой коллектора и
вытесняемой нефтью (не вызывать образование осадка в пласте и
эксплуатационном оборудовании). Требования к качеству закачиваемой
воды определяются проектными технологическими документами на
разработку, в которых допустимое содержание в воде механических и
химических примесей, железа в окисной форме, нефтепродуктов,
кислорода, водорослей и микроорганизмов устанавливается в
зависимости от коллекторских свойств и литологической характеристики
продуктивных пластов, разбухаемости глинистых частиц, конкретные
способы, технология очистки и подготовки воды обосновываются в
проектах обустройства месторождения, подлежат строгому соблюдению
при осуществлении процесса заводнения.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
474
7. При закачке в пласты сточных или других коррозионно-
агрессивных вод для защиты водоемов, обсадных колонн скважин и
другого эксплуатационного оборудования от коррозии применяются
защитные покрытия, ингибиторы коррозии, герметизация затрубного
пространства и т.д. Защита от коррозии должна быть определена в
проекте обустройства.
8. Нестабильные воды, склонные к выделению и отложению солей в
сооружениях системы ППД, в пласте и оборудовании добывающих
скважин перед закачкой в пласты должны обрабатываться ингибиторами
солеотложения.
9. Для приготовления закачиваемых в пласт водных растворов ПАВ,
кислот, щелочей и полимеров следует использовать воду, исключающую
деструкцию реагентов и не образующую с ними соединений, способных
выделяться в осадок после контакта с пластовой водой, породой
коллектора и вытесняемой нефтью.
5.11 Напорные трубы
Размеры и масса нефтепроводных труб (по ГОСТ 3101 – 46)
приведены в таблице 5.13.
Нефтепроводные трубы испытываются на гидравлическое давление
не более 40 МПа, рассчитываемое по формуле:
d
P
20
(5.1)
где
Р – гидравлическое давление в МПа;
δ – минимальная толщина стенки в мм.;
σ – допускаемое напряжение, принимаемое равным 35% предела
прочности, в кг/мм
2
;
d - внутренний диаметр трубы, в мм.
Графитовые смазки для резьбовых соединений труб
Для смазывания резьбовых соединений труб применяют
графитовые смазки следующих составов:
5 массовых частей машинного масла, 1массовая часть
графитового порошка (смесь тщательно размешивается до мазеобразного
состояния);
50…60% графитового порошка, 5% технического жира, 1,5%
каустической соды крепостью 32град. Ве, 33,5 – 43,5% машинного масла
(все составляющие части берутся в процентах к общей массе);
24% - солидола, 36% графита, 8% известкового молока, 2%
канифоли (все составные части берутся в процентах к общей массе).
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
475
Размеры и масса нефтепроводных труб (по ГОСТ 3101 – 46)
Таблица 5.13
Толщина стенки, мм
Длина трубы, м
4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5 8 8,5 9
Наружный
диаметр,
мм
Масса 1 пог. м., при плотности металла 7850 кг/м
3
, кг
1 класс 2 класс
146 15,7 17,30 19,06 20,72 22,36 24 25,62 27,23 28,82 30,41 8-19 5-19
168 17,15 18,90 20,82 22,64 24,45 26,24 28,02 29,79 31,55 33,29 8-19 5-19
194 - - - 25,75 - 29,87 31,91 33,93 35,95 37,95 8-19 5-19
219 - - - 31,52 - 32,28 34,50 36,70 38,89 41,06 8-19 5-19
245 - - - - - 36,60 - 41,63 - 46,61 8-19 5-19
273 - - - - - 41,09 - 46,76 - 52,38 8-19 5-19
299 - - - - - - - 57,41 - 64,37 8-19 5-19
325 - - - - - - - 62,54 - 70,14 8-19 5-19
351 - - - - - - - 67,97 - 75,91 8-19 5-19
377 - - - - - - - - - - 8-19 5-19
426 - - - - - - - - - - 8-19 5-19
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
476
Продолжение таблицы 5.13
Толщина стенки, мм
Длина трубы, м
9,5 10 11 12 13 14 15 16 17
Наружный
диаметр,
мм
Масса 1 пог. м., при плотности металла 7850 кг/м
3
, кг
1 класс 2 класс
146 31,98 33,54 36,62 39,66 42,64 45,57 48,46 51,30 54,08 8-19 5-19
168 35,03 36,75 40,15 43,50 46,81 50,06 53,27 56,43 59,53 8-19 5-19
194 39,95 41,92 45,85 49,72 53,54 57,31 61,04 64,71 68,34 8-19 5-19
219 43,23 45,38 48,64 53,86 58,03 62,15 66,22 70,24 74,21 8-19 5-19
245 49,08 51,54 56,43 61,26 66,04 70,78 75,46 80,10 84,69 8-19 5-19
273 55,17 57,95 63,48 68,95 74,38 79,76 85,08 90,36 95,59 8-19 5-19
299 67,83 71,27 78,13 84,93 91,69 98,40 105,06 111,67 118,23 8-19 5-19
325 73,92 77,68 85,18 92,63 100,03 107,38 114,68 121,93 129,13 8-19 5-19
351 80,01 84,10 92,23 100,32 108,36 116,35 124,29 132,19 140,03 8-19 5-19
377 - 90,51 99,29 108,02 - 125,33 133,91 - - 8-19 5-19
426 - - 112,58 122,52 132,41 142,25 - - - 8-19 5-19
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
477
5.12 Скважинные уплотнители (пакеры)
Пакеры при эксплуатации устанавливаются обычно в обсаженной
части скважины и спускают их на колонне насосно-компрессорных труб
(НКТ). Уплотнение, прижимаемое к обсадной трубе, должно надежно
разобщать части ствола скважины, находящиеся над и под уплотнителем.
Уплотнители для эксплуатационных нужд подразделяются по своему
назначению.
1. Уплотнители, применяемые при отборе нефти и газа из пласта в
случае:
а) оборудования, требующего создания в скважине двух
изолированных каналов (например, НКТ и уплотненнее снизу
пространств между НКТ и обсадными трубами при раздельной
эксплуатации нескольких пластов);
б) беструбной эксплуатации (подъеме жидкости по обсадной
колонне, в нижней части которой установлено уплотнение);
в) предохранения от выброса при газопроявлениях (пакер с
клапаном-отсекателем).
2. Уплотнители, применяемые при исследовании или испытании в
случае:
а) раздельного исследования пластов, вскрытых одной
скважиной;
б) проверки герметичности обсадной колонны или герметичности
изоляции пластов цементным кольцом.
Уплотнители, применяемые при воздействии на пласт или его
призабойную зону при:
а) гидроразрыве пласта;
б) поддержании пластового давления;
в) подаче в пласт теплоносителей.
По способу посадки пакеры подразделяют на механические М
(рисунок 5.20, а, б), гидравлические Г (рисунок 5.20, в, г) и
гидромеханические ГМ. Механический пакер расширяется при
воздействии осевой нагрузки (масса НКТ); оболочка гидравлического
пакера расширяется при подаче в нее жидкости.
Во всех пакерах должна быть опора (якорь) для пакера:
упор на забой через хвостовик;
переход диаметра обсадной колонны;
шлипсовый захват за обсадную колонну (якорь);
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
478
шлипсовый захват в торец обсадной трубы в ее муфтовом
соединении.
Пакеры выпускают диаметром от 88 до 245мм, для обсадных труб –
114 273мм, которые обеспечивают перепад давления: 14, 21, 35, 50 и
70МПа.
Различают следующие виды пакеров:
ПВ - пакер, воспринимающий усилие от перепада давления,
направленного вверх.
ПН – пакер, воспринимающий усилие от перепада давления,
направленного вниз;
ПД - пакер, воспринимающий усилие от перепада давления,
направленного как вниз, так и вверх.
Заякоривающие устройства (якорь) могут быть Г - гидравлические
(по способу посадки); М - механические; ГМ - гидромеханические.
Рисунок 5.20 - Пакеры А, Б – механический; В, Г – гидравлический.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
479
Пакеры типа ПД и 2ПД-ЯГ
Пакеры ПД и ПД-ЯГ (рисунок 5.21) предназначены для разобщения
двух зон ствола скважины и изоляции внутреннего пространства
эксплуатационной колонны от воздействия скважинной среды.
Применяются при эксплуатации глубоких, сверхглубоких наклонных
нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин.
Рисунок 5.21 – Внешний вид пакера
Пакеры состоят из верхнего и нижнего якорных устройств,
гидроцилиндра, уплотнительного и фиксирующего устройств.
Спускаются в скважину на колонне насосно-компрессорных труб.
Особенностью пакеров является наличие постоянного
заякоривающего усилия на плашки верхнего якоря благодаря сообщению
полости под плашками с подпакерной зоной через отверстия «а», см.
рисунок 5.22.
Посадка пакера, т. е. перемещение к стенке эксплуатационной
колонны уплотнительных манжет и плашек, осуществляется при создании
давления в колонне насосно-компрессорных труб, причем предварительно
проход пакера перекрывается шариком, сбрасываемым на седло 16
клапана.
Проход пакера после посадки открывается при повышении
давления в трубах до 21МПа, в результате чего срезаются винты 17, и
седло с шариком выпадает.
При наличии инструментов тросовой техники посадка пакера
осуществляется с помощью приемного клапана, устанавливаемого в
посадочном ниппеле выше клапана или взамен его. После посадки пакера
клапан извлекается при помощи инструментов тросовой техники.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
480
Рисунок 5.22 – Пакер 2ПД-ЯГ
1 – корпус якоря; 2 – круглая плашка; 3 – манжета; 4 – ствол; 5 – шлипс; 6 –
толкатель; 7 – цилиндр; 8 – поршень; 9 – золотник; 10,14,17 – срезные винты; 11 –
захват; 12 – конус; 13 – плашка; 15 – плашкодержатель; 16 – седло клапана; а,б –
отверстия; L.D.d – см. таблицы.
Освобождение пакера происходит при подъеме колонны насосно-
компрессорных труб, при этом срезаются винты 14, и ствол вместе с
корпусом якоря поднимается и освобождает манжеты. При дальнейшем
подъеме ствол через бурт толкателя потянет вверх цилиндр, который
выведет конус из плашек, освобождая их.
Плашки верхнего якоря освобождаются после разгерметизации
манжет и выравнивания давления на плашки. Пакер извлекается вместе с
колонной насосно-компрессорных труб.
Пример обозначения пакера: 2ПД-ЯГ-136НКМ-35К1.
«2» - номер модели;
«ПД» - тип пакера;
«Я» - наличие якоря;
«Г» - способ посадки пакера (гидравлический);
«136» - наружный диаметр пакера, мм;
«НКМ» - резьба гладких высокогерметичных насосно-
компрессорных труб (ГОСТ 633-80);
«35» - рабочее давление, МПа;
«К1» - исполнение по коррозионной стойкости (для сред с
объемной концентрацией СО
2
до 10%).
Пример обозначения якоря: ЯГ-118-21.
«Я» - якорь;
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
481
«Г» - гидравлический способ посадки;
«118» - наружный диаметр якоря, мм;
«21» - рабочее давление, МПа.
Основные технические характеристики пакеров типа ПД
Таблица 5.14
Показатели
ПД-ЯГ-112-
70
ПД-ЯГ-112-
70К1
ПД-ЯГ-112-
70К2
Рабочее давление, МПа 70 70 70
Диаметр проходного
отверстия пакера d, мм
50 50 50
Условный диаметр насосно-
компрессорных труб (ГОСТ
633-80), мм
73 73 73
Скважинная среда Нефть, газ, конденсат и пластовая вода
с объемной концентрацией
без
агрессивных
компонентов
CO
2
до 10%
CO
2
и H
2
S до
10% каждого
Температура скважинной
среды,
º
C, не более
120 200 200
Условный диаметр
эксплуатационной колонны,
разобщаемой пакером, мм
140 140 140
Максимальный внутренний
диаметр эксплуатационной
колонны, гарантирующий
герметичность разобщения,
мм
118,7 118,7 118,7
Габаритные размеры, мм
диаметр D 112 112 112
длина L 1870 1870 1870
Масса, кг 73 73 80
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
482
Основные технические характеристики пакеров типа 2ПД-ЯГ
Таблица 5.15
Показатели
2ПД-ЯГ-118-35
2ПД-ЯГ-122-35
2ПД-ЯГ-136-35
2ПД-ЯГ-140-35
2ПД-ЯГ-145-35
2ПД-ЯГ-150-35
2ПД-ЯГ-155-35
Рабочее давление,
МПа
35 35 35 35 35 35 35
Диаметр
проходного
отверстия пакера d,
мм
62 62 76 76 76 76 76
Условный диаметр
насосно-
компрессорных
труб (ГОСТ 633-
80), мм
73 73 89 89 89 89 89
Скважинная среда
Нефть, газ, конденсат и пластовая вода без агрессивных
компонентов
Температура
скважинной среды,
o
C, не более
120 120 120 120 120 120 120
Условный диаметр
эксплуатационной
колонны,
разобщаемой
пакером, мм
146 146 168 168 168,178 178 178
Максимальный
внутренний
диаметр
эксплуатационной
колонны,
гарантирующий
герметичность
разобщения, мм
127,1 130,7 144,1 147,1
153,7;
154,8
159,4 166
Габаритные размеры, мм
диаметр D 118 122 136 140 145 150 155
длина L 1835 1985 2005
Масса, кг 80 84 108 112 117 127 133