Камера скважинная КТ1-135/б0 –35К2

Камера скважинная КТ1-135/б0 –35К2

Таблица 8 .

6. 
   СХЕМА ОБВЯЗКИ УСТЬЯ СКВАЖИН ПРИ ПЕРЕВОДЕ НА НЕРЕРЫВНЫЙ (КОМПРЕССОРНЫЙ) ГАЗЛИФТ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ ЖАНАЖОЛ
   

На устье газлифтной скважины устанавливают арматуру, которая предназначена для тех же целей, что и арматура на фонтанных скважинах месторождения Жанажол ( т.е. для подвески спущенных в скважину труб, герметизации межтрубных пространств, направления продукции скважины в выкидную линию, а сжатого газа в скважину. Нагнетаемый газ но подводящему газопроводу 57 х 4мм направляется через запорную арматуру в

затрубное пространство скважины. Контроль за показаниями давления нагнетаемого газа Р_нагн. осуществляется манометром, который подсоединен к запорной арматуре, соединяющей затрубное пространство скважины. К этой же запорной арматуре подсоединяется блок реагентов БР-2.5. который при помощи дозировочного насоса НД 16/400 производит noдачу ингибитора коррозии «Нефтехим» и ингибиторов парафиногидратоотложений (СНПХ-ИПГ-11, метанол и др.) в затрубное пространство'. Кроме показаний давления нагнетаемого газа Р_нагн на устье газлифтной скважины замеряются манометрами: буферное давление Р_буф., устьевое давление Р_уст., межколонные перетоки Р_м._у.. Кроме того, в схеме обвязки устья скважины установлен двухленточный регистратор давления CW 600 (КНР) для регистрации " буферного Р_буф (трубного давления р_тр) и дифференциального (давления нагнетаемого газа Р_нагн) давлений. Регистратор давления необходим для контроля за изменением буферного и затрубного (дифференциального), длительность замера должна быть не менее 8 часов, в течении которых регистратор .давления установлен на устье скважины. После замера регистратор давления демонтируется и устанавливается hа устье другой скважины. Периодичность замера давлений должна быть не реже 1 раза в неделю (на установившемся режиме работы) и ежедневно (до вывода скважин на установившейся режим работы). Объем закачки газа Qг фиксируется на БГРА2. Блок реагентов БР-2,5 должен располагаться на расстоянии не менее 20м от устья скважины. В соответствии «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности РК» г. Алматы 1995 г. пункт 3.3.18 :

Устье газлифтной скважины должно быть оборудовано арматурой с манифольдом, имеющим продувочную линию (с обратным клaпaнoм) с выводом на свечу , удаленную на расстоянии не менее 20 м от устья скважины и предназначена для проведения на газопроводе необходимых ремонтных работ. Для скважин месторождения Жанажол переводимых на непрерывный газлифт расстояние от устья скважины до продувочной свечи должно быть не менее 25 м.

Кроме того, в схеме обвязки устья скважин предусмотрено соединение трубного и затрубного пространств скважины передвижкой диаметром 57 х 4 мм с установкой задвижки. Продувочная свеча необходима для продувки газопровода, подводящего подготовленным газ, который должен соответствовать требованиям ГОСТ- 5542-87 (газы природные).

2.7 ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПЕРЕВОДА СКВАЖИН НА НЕПРЕРЫВНУЮ ГАЗЛИФТНУЮ ЭКСПЛУАТАЦИЮ
1. В соответствии с «Едиными правилами разработки нефтяных и газовых месторождений Республики Казахстан» (с23):

Конструкция скважин намеченных на эксплуатацию газлифтным способом, должны удовлетворять требованиям, предъявленным к констукции газовых скважин.