Конструкция эксплуатационных скважин разреза Самотлорского месторождения

4. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1. Конструкция скважин

Исходя из особенностей геологического строения разреза Самотлорского месторождения принимается следующая конструкция эксплуатационных скважин: направление диаметром 324 мм спускается на глубину 30 м от уровня кустовой площадки для креплений неустойчивых верхних пород, а так же с целью предотвращения поглощениябурового раствора в высокопроницаемых песчаниках. Муфта направления должна находиться на уровне кустовой площадки. Цементируется до устья.

Кондуктор диаметром 245 мм.

Глубина спуска кондуктора принята – 500 м.

Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается на глубину 2500 м. Проектный уровень подъёма тампонажного раствора – до устья (рисунок 4.1.).

Учитывая вероятное снижение уровня тампонажного раствора в межколонном пространстве в процессе ОЗЦ принимается, что проектные требования выполнены если фиксируемый геофизическими методами уровень подъёма в скважинах достигает кровли люлинворской свиты. При этом наращивание цементного кольца методом так называемого встречного цементирования не допускается.

4.2. Оборудование устья скважины

Оборудование устья фонтанно-компрессорной скважины состоит из колонной и трубной головок, и фонтанной ёлки. На рисунке 4.2. показана колонная головка для обвязки устья одноколонной скважины Самотлорского месторождения, на которой во время бурения не предусматривалась установка противовыбросового оборудования. Высоту подъёма колонной головки регулируют по месту с таким расчётом, чтобы верхний фланец пьедестала располагался на 200 – 250 мм ниже уровня пола буровой.

Нижнюю колонную головку (ГНК), присоединяемую непосредственно к верхнему концу обсадной колонны (кондуктор), выпускают в трёх исполнениях:

1.  присоединение к обсадной колонне с помощью внутренней резьбы на корпусе головки;

2.  присоединение к обсадной колонне с помощью наружной резьбы;

3.  присоединение к обсадной колонне на сварке.

Колонные головки устанавливают на устье скважины последовательно по мере спуска и цементирования обсадных колонн. Подбирают колонные головки с учётом максимального пластового давления, ожидаемого при бурении следующего за обсаженным интервалом скважины.

Для проведения технологических операций каждую из колонных головок оснащают манифольдом. Для контроля давления в затрубном пространстве предусмотрены вентили, краны и манометры.

4. 3.  Оборудование устья фонтанных скважин

Оборудование устья фонтанных скважин состоит из колонной головки и фонтанной арматуры.

Фонтанная арматура предназначена для герметизации устья скважины, контроля и регулирования режима их эксплуатации, направления продукции скважин в пункты сбора нефти и газа, а так же – для полного закрытия или глушения скважины.

Фонтанная арматура состоит из трубной головки и ёлки. Её устанавливают на верхний фланец колонной головки скважины (таблица 4.2., рис.4.3.)

Трубная головка предназначена для подвески колонны насосно-компрессорных труб, герметизации и контроля пространства между подъёмными трубами и эксплуатационной колонной, а так же для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины. К трубной головке подвешивают один или два ряда насосно-компрессорных труб.

Фонтанная ёлка предназначена для направления потока продукции в выкидную линию на замерную установку для регулирования режима эксплуатации и контроля действия скважины путём спуска глубинных приборов.

Подключение рабочей струны фонтанной арматуры на поверхности к нефтегазапроводу выполняется с помощью манифольда. Регулирование дебита скважин производится штуцерной камерой со сменными штуцерами, установленной на рабочей струне фонтанной арматуры.

На Самотлорском месторождении применяется АФК 1 – 65514, изготавливается с крановыми запорными устройствами тройникового типа

для скважин эксплуатируемых фонтанным способом. Арматура предназначена для работы с не коррозионой средой с объёмным содержанием механических примесей до 0,5% и температурой среды до 120^оС.

Таблица 4.2.

Основные параметры фонтанной арматуры

                             Условный проход, мм                  Рабочее давление, Мпа

                                                      боковых отводов

ствола ёлки  боковых отводов   трубной головки

50                      60                             50                       14, 21, 35, 70, 105, 140

65                      50, 65                       50, 65

80                      50, 65                       80                       14, 21, 35, 70, 105

100  65,80,100

150                    100                           65                        21

4. 4.  Подземное оборудование фонтанных скважин