Геологическая часть
Параметры ЛНП-73Б-136-35К2
| Параметры
| ||||
|
ЛНП-73Б-136-35К2 | ||||
|
1 |
Условный диаметр НКТ по ГОСТ 633-80, мм |
.73 | ||
|
2 |
Рабочее давление Рр, МПа |
21 | ||
|
3 |
Условный диаметр эксплуатационной колонны труб по ГОСТ-632-80, в которой работает оборудование |
168 | ||
|
4 |
Условный диаметр газлифтного клапана, мм |
25 | ||
|
5 |
Глубина спуска, м |
3000 | ||
|
6 |
Скважинная среда |
Нефть, конденсат, природный и попутный газ, пластовая вода • с содержанием мех. примесей до 1 г/л, H2S и 1 С02 до 6% каждого компонента | ||
|
7 |
Угол отклонения ствола скважины от вертикали, рад |
0,96 | ||
|
8 |
Температура скважинной среды, не более К |
403 | ||
|
9 |
Габаритные размеры, мм: |
Диаметр Длина без НКТ |
136 | |
|
17100 | ||||
|
10 |
Масса, кг |
В собранном виде . Полного комплекта |
440 | |
|
505 | ||||
|
11 |
Тип пакера по ТУ 26-16-10-76. 1 hit |
2ПД-ЯГ-136-70-К2 | ||
|
12 |
Клапан приемный, 1 шт |
КПП 1 - 40 К2 | ||
|
13 |
Ниппель, по 1 шт каждой |
ЛНП. 00101 , 2ЛН.001 | ||
|
14 |
Разъединитель колонны, 1шт |
4РК-73/136-35К2 | ||
|
15 |
Камера скважинная, 1шт |
КТ-73Б/69-35К2 | ||
|
16 |
Клапан газлифтный пилотнын. 1 шт |
ГПТ-25-35К2 | ||
|
17 |
Клапан газлифтный по ТУ 26-16-50-77 в сборе с седлами проходного отверстия 6,5 мм, 4 шт |
5Г-25-35-К2 | ||
Основные элементы скважинного газлифтного оборудования : насосно-компрессорные трубы, газлифтные клапаны, скважинные камеры, разъединитель колонны , циркуляционный клапан, пакер и приемый клапан. В качестве насосно-компрессорных труб (НКТ) будут использованы трубы применяемые на месторождении Жанажол диаметром 73 х 7,01 мм (материал С-75-2).
2. Современные газлифтные установки, как правило, снабжены пакерами для изоляции затрубного пространства скважины о г трубного, разобщения зон затрубного пространства, предотвращения пульсирующей работы скважины, более полного использования энергии расширения газа, поступающего из пласта, а также предотвращения воздействия на забой давления нагнетаемого газа [9. с. 76]. Использовать при переводе на газлифт пакера применяемые на месторождении Жанажол. Пакер Y 435-135 (КНР)
Установка пакера Y 435-135 производится при помощи двойного пакерирующего инструмента KYY 435-135 : после установки инструмента записывается вес колонны, при необходимости производят прямую промывку,
опускают стальной шарик диаметром 38,1 мм в НКТ после посадки шарика в седло постепенно увеличивают давление до 10,15,18 МПа с выдержкой во времени 5 мин.
Таблица 2.
|
№ п/п |
Параметры |
Y435-135 | |
|
1 |
Способ посадки |
Гидравлический | |
|
2 |
Рабочее давление (Max перепад давлений) Рр, МПа |
35 | |
|
3 |
Максимальный наружний диаметр, мм |
135 | |
|
4 |
Диаметр проходного отверстия, мм |
82.5 | |
|
5 |
Условный диаметр эксплуатационной колонны труб по ГОСТ-633-80, разобщаемой пакером |
168 | |
|
6 |
Температура скважинной среды, не более К |
393 | |
|
7 |
Габаритные размеры, мм |
Диаметр |
135 |
|
Длина |
610 | ||
|
8 |
Мах. внутренний диаметр эксплуатационной колонны , гарантирующий герметичность разобщения, мм |
146 | |
(наблюдая за изменением веса колонны - снижение веса указывает на пакеровку). Увеличением давления до 25 МПа, для того, чтобы освободить пакерирующий инструмент, при освобождении появится сообщение трубного и затрубного пространства и давление снизится до нуля. Пакер Y 435-135 (КНР) позволяет производить капитальный ремонт без срыва и разбуривания пакера, при этом повторный спуск колонны НКТ, следующей компановки (снизу-вверх): уплотнительная вставная труба диаметром 82,5 мм (с всасывающим патрубком), которая садится на пакер при помощи фрикционной муфты, переводник, обратный клапан, переводник (VAM-2,7/8"), скважинная камера с циркуляционным клапаном и далее согласно схемы размещения подземного оборудования.
3. В скважинных камерах газлифтных установок в процессе эксплуатации скважины фонтанным, затем газлифтным способами устанавливаются глухие пробки, ингибиторные, циркуляционные и газлифтные клапаны. Скважинная камера с эксцентричным расположением кармана для клапанов являются наиболее совершенными и распространенными. Они сохраняют проходное сечение в месте установки клапана равным проходному сечению колонны
подъемных труб. Это позволяет проводить все скважинные работы (исследование, промывку призабойной зоны, смену съемных элементов скважинного оборудования) без извлечения колонны подъемных труб [9. с. 71]. Учитывая , что в скважинных камерах будут установлены газлифтные клапана, которые выполняют основную работу в процессе эксплуатации скважин, а предлагаемое оборудование институтом "Гипровостокнефть" морально устарело (т.к. проекты: «Комплексное обустройство III очереди нефтяного месторождения Жанажол ПО «Актюбинскнефть». Том 2. Сбор и транспорт нефти и газа. Книга. 7942-03 -00-ОО.Куйбышев «Гипровостокнефть» 1988 год и «Комплексное обустройство П очереди нефтяного месторождения Жанажол ПО «Актюбинскнефть». Том 1. Сбор и транспорт нефти и газа. КнигаЗ. 7225-02-00-00.Куйбышев «Гипровостокнефть» 1983 год., были разработаны соответственно в 1988 и 1983 годах), а также , то, что на участке поверки и тарировки газлифтных клапанов будет использовано оборудование производства КНР (универсальный стенд СИУ-40, стенд настройки и регулировки газлифтных клапанов TST-1, испытательная камера KD-600) на скважинах переводимых на газлифт будет устанавлено более современное оборудование производства КНР для контроля за давлением в затрубном пространстве и давлением в подъемных трубах. По характеру подъема и спуска газлифтные клапана разделены на съемные ZBT -1 и стационарные ZBG -350 :
1. Скважинные камеры с эксцентричным расположением кармана РТ-2 и съемные газлифтные клапана ZBT -1.
2. Стационарные скважинные камеры РТ-1 и стационарные газлифтные клапана ZBG -350.
Камера скважинная с эксцентричным расположением кармана РТ-2.
Таблица 3
|
№ п/п |
Параметры |
РТ-2 |
|
1 |
Диаметр проходного отверстия, мм |
59 |
|
2 |
Максимальное рабочее давление Рр, МПа |
35 |
|
3 |
Присоединенная резьба по ЕЙ, дюйм |
2 7/8" |
|
4 |
Длина, мм |
2080 |
|
5 |
Максимальный наружний диаметр, мм |
114 |
|
6. |
Растяжение на прочность, тн |
60 |
|
7 |
Условный диаметр эксплуатационной колонны труб по ГОСТ-633-80, мм |
140,146 |
|
8 |
Температура скважинной среды, не более К (С) |
423 (150) |
|
9. |
Масса, кг |
58 |
Стационарная скважинная камера РТ-1. Таблица 4
|
№ п/п |
Параметры |
РТ-1 | ||
|
1 |
Диаметр проходного отверстия, мм |
62 | ||
|
2 |
Максимальное рабочее давление Рр, МПа |
35 | ||
|
3 |
Присоединенная резьба по ЕЙ, дюйм |
2 7/8" | ||
|
4 |
Длина, мм |
820 | ||
|
5 |
Максимальный наружний диаметр, мм |
114 | ||
|
6. |
Растяжение на прочность, тн |
60 | ||
|
7 |
Условный диаметр эксплуатационной колонны труб по ГОСТ-633-80, мм |
140,146 | ||
|
8 |
Температура скважинной среды, не более К (С) |
423 (150) | ||
|
9. |
Масса, кг |
13 | ||
3.Газлифтные клапаны - устройства для автоматического установления или прекращения сообщения между внутренней полостью колонны подъемных труб и затрубным пространством, занятым нагнетаемым в скважину газом .
Съемный газлифтный клапан ZBT -1.
Таблица 5
|
№ п/п |
Параметры |
ZBT-1 |
|
1 |
Условный диаметр газлифтного Клапана, мм (Дюйм) |
25,4 (Г) |
|
2 |
Рабочее давление клапана Рр, МПа |
35 |
|
3 |
Максимальное давление зарядки сильфона, Рз., МПа |
15 |
|
4 |
Эффективная площадь сильфона, см2 |
2,0 |
|
5 |
Диаметр проходных отверстий, мм |
1/8 ', 3/16', 1/4' |
|
6 |
Максимальный наружний диаметр, мм |
34,5 |
|
7 |
Температура скважинной среды, не более К (С) |
373 (100) |
|
8 |
Общая длина, мм |
490 |
|
9 |
Масса, кг |
1,25 |
Стационарный газлифтный клапан ZBG -350.
Таблица 6
|
№ п/п |
Параметры |
ZBG-350 |
|
1 |
Условный диаметр газлифтного клапана, мм (дюйм) |
25,4 О") |
|
2 |
Рабочее давление клапана Рр, МПа |
42 |
|
3 |
Максимальное давление зарядки сильфона, Рз., МПа |
15 |
|
4 |
Эффективная площадь сильфона, см2 |
2,0 |
|
5 |
Диаметр проходных отверстий, мм |
1/8 ', 3/16', 1/4' |
|
6 |
Глубина спуска, м |
3500 |
|
7 |
Температура скважинной среды, не более К (С) |
393 (120) |
|
8 |
Общая длина, мм |
425 |
|
9 |
Масса, кг |
1,1 |
5. Циркуляционный клапан типа КЦВГ предназначен для сообщения внутренней полости насосно-компрессорных труб с затрубным пространством при глушении нефтяных скважин .Клапан циркуляционный КЦВГ.
Таблица 7.
|
№ п/п |
Параметры |
КЦВГ-25-35К2 | |||||
|
1 |
Условный диаметр, мм |
73 | |||||
|
2 |
Рабочее давление Рр, МПа |
35 | |||||
|
3 |
Наружний диаметр ловильной головки, мм |
22 | |||||
|
4 |
Диаметр проходного отверстия, не более, мм |
9,5 | |||||
|
5 |
Скважииная среда |
Нефть, газ, пластовая вода с содержанием мех. примесей до 1 г/л, газоконденсат с концентрацией по объему С02 и H2S до 6%. | |||||
|
6 |
Давление среза одного |
М 2,5 |
7,17(73,16) | ||||
|
винта,МПА(кгс/см2) |
М 3 |
10,7 (109,3) | |||||
|
7 |
Кол-во срезных Винтов, шт |
М2,5 |
4 | ||||
|
МЗ |
4 | ||||||
|
8 |
Габаритные " размеры, мм |
Диаметр |
29 | ||||
|
Длина |
485 | ||||||
|
9 |
Температура скважинкой среды, не более К |
373 | |||||
|
10 |
Масса в собранном виде, кг. |
1.3 | |||||
6. Циркуляционные клапаны изготавливаются из базовых деталей газлифтного клапана, устанавливаются в скважинной камере таким же образом, как и газлифтный клапан и теми же инструментами. Поэтому в состав компановки подземного оборудования включим скважинные камеры типа КТ [11. с 106]:
Достарыңызбен бөлісу:
