Оборудование устья газовой скважины

ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ [c.283]

Оборудование устья газовой скважины предназначено для соединения верхних концов обсадных колонн и фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства и соединений между деталями оборудования, осуществления мероприятий по контролю и регулированию технологического режима эксплуатации скважин. Оно состоит из трех частей 1) колонной головки 2) трубной головки 3) фонтанной елки. [c.283]

В зависимости от характеристики пород призабойной зоны пласта (степени устойчивости при ожидаемом дебите, наличия подошвенной воды в пропластках между объединяемыми горизонтами, пластовых давлений и др.) выбирают соответствующее оборудование забоя газовой скважины (рис. 2.36). Если призабойная зона сложена устойчивыми породами (песчаниками, известняками, ангидридами), то продуктивный пласт со скважиной сообщается открытым забоем. В этом случае эксплуатационную колонну спускают до кровли продуктивного пласта, в непроницаемом пропла-стке устанавливают башмак, и колонну цементируют до устья. [c.111]

На рис. 143 изображена технологическая схема обвязки устья газовой скважины с приборами и оборудованием при текущих исследованиях. Исследование газовых скважин при установившихся режимах проводится в следующем порядке. [c.310]

Другой особенностью коррозии оборудования на месторождениях природного газа, содержащего агрессивные компоненты, является то обстоятельство, что все факторы, определяющие скорость коррозии и ее характер, изменяются не только в процессе разработки и эксплуатации месторождения, т.е. во времени, но и по технологической цепочке добычи газа от забоя газовой скважины, где коррозионно-агрессивный газ впервые вступает в контакт с металлом насосно-компрессорных труб, и до магистрального газопровода включительно. Изменение скорости коррозии в процессе разработки месторождений можно наблюдать на примере месторождений Северного Кавказа. За многолетний период эксплуатации (более 10 лет) скорость коррозии на устье скважин уменьшилась на Майкопском с 6 до [c.14]

Оборудование устья и забоя газовых скважин, а также конструкция газовой скважины практически аналогичны описанным нефтяным скважинам. [c.69]

Прежде чем приступить к ликвидации газового фонтана, необходимо было расчистить территорию вокруг устья скважины, извлечь из огня все оборудование, трубы и конструкции буровой вышки. К расчистке устья приступили под прикрытием водяной завесы из пяти пожарных стволов и в смоченной спецодежде. Оборудование и конструкции растаскивали тракторами-тягачами, обвешенными во избежание воспламенения кошмой. Их сильно обливали водой. Для облегчения работы применили обстрел оборудования из 57-миллиметрового орудия, установленного на расстоянии 100 м от устья. Когда оборудование сбили, высота пламени достигла 105 м. [c.79]

Для расчета газлифтной установки, оборудованной клапанами, действующими от давления газа, необходимы следующие данные диаметры насосно-компрессорных труб и обсадной колонны глубина залегания продуктивного пласта желаемый отбор жидкости обводненность продукции газовый фактор нефти плотности газа, нефти, воды распределение температуры по стволу скважины статический уровень жидкости пластовое давление пусковое давление нагнетаемого газа устьевое давление температура нагнетаемого газа на устье коэффициент продуктивности скважины тип используемого газлифтного клапана максимальное количество газа, имеющегося в наличии. [c.73]

Установка двухрядного лифта замещения с отсечкой на забое (рис. 3.11, б) имеет следующие особенности. На газовой нагнетательной линии вместо трехходового крана стоит подкачивающий клапан 8, управляемый электрическим автоматом 2. На верхней части камеры замещения смонтировано устройство 9, отсекающее кольцевое пространство от камеры замещения. На устье скважины установлено оборудование, управляющее работой отсекающего устройства. [c.91]

На устье газовых скважин имеется избыточное давление, достигающее десятков мегапаскалей. Оборудование, обеспечивающее герметизацию устья скважины при проведении геофизических исследований, представляет собой специализированную луб-рикаторную установку. [c.36]

Осложнения, обусловленные скоплением жидкости на забоях газовых скважин, на отечественных газовых месторождениях, начали проявляться впервые на месторождениях в Коми, Саратовской и Куйбышевской областей. Ставропольского края после отбора из них более 50% от первоначальных запасов газа. Скопление жидкости способствовало увеличению потерь давления в скважине, самопроизвольному уменьшению дебита скважины, а также полному прекращению ее работы. Чтобы исключить или ограничить влияние жидкости применяли различные технологические процессы, обеспечивающие эффективное удаление жидкости путем подъема к устью или закачки в поглощающий пласт. В некоторых случаях поступление жидкости на забой возможно ограничить изоляцией источника поступления жидкости или ограничением рабочего дебита. В период 50-60 годов удаление жидкости с забоев скважин в процессе их эксплуатации производилось с использованием технологий, не требующих специального оборудования, а в первую очередь, за счет поддержания в трубах скоростей газа, достаточных для выноса жидкости на уровне 5-7 м/сск. Это обеспечивалось продувками скважин в атмосферу, спуском в скважину лифтовых колонн из труб малого диаметра. Для сокращения безвозвратных потерь газа, увеличения добывных возможностей скважин в начале 60-х годов начали использовать плунжерный лифт непрерывного действия, работающий в автоматическом режиме без какой-либо специальной автоматики. Использование плунжерного лифта прямого действия способствовало увеличению рабочих дебитов скважин от 20% до 5-10 раз. Жидкость, удаляемая из скважины и поступающая в промысловую систему сбора газа, в некоторых случаях приводила к уменьшению рабочих дебитов скважин и даже отборов газа в целом из месторождений вследствие увеличения потерь давления в наземном оборудовании, сепараторах и шлейфах скважин, в газосборном коллекторе. Дальнейшее использование плунжерного лифта стало невозможным без комплексного решения вопросов автоматизации процессов контроля за режимом работы скважины, управления режимом ее эксплуатации и ликвидации отрицательных последствий скоплений жидкости в наземном промысловом оборудовании. Для удаления скоплений жидкости из наземного оборудования (шлейфов, скважин, сепараторов и газосборного коллектора) в конце 60-х годов были созданы несколько типов автоматических систем типа САУЖ, а для контроля и управ- [c.14]

В ОКБ Нефтемаш разработано предохранительное оборудование, называемое комплексом управления скважинными отсекателями, которые предназначены для герметичного перекрытия ствола фонтанирующих нефтяных и газовых скважин при изменении давления и повышении температуры на их устье. [c.240]

В том случае, если возникщее газонефтепроя ление ликвидировать не удалось, встает вопрос о предотвращении его развития в аварийный выброс и открытое фонтанирование. Прекращение начавшегося выброса обеспечивается перекрытием сечения колонны бурильных труб при по.мощи обратного клапана и герметизацией устья скважины специальным противовыбросовым оборудованием. Обратными клапанами, соответствующими типораз.меру при.меняе.мого бурильного инструмента, обеспечивается каждая буровая установка. Противовыбросовым оборудованием обвязывается каждая бурящаяся скважина на вновь разведуемых площадках, на газовых и газоконденсатных месторождениях, а также на месторождениях с аномально высоким пластовым давлением (АВПД). В остальных случаях необходимость установки противовыбросового оборудования на устье скважины определяется геологическими условиями разреза. [c.33]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология