Проектирование газодобывающей скважины

1.3 Анализ эффективности методов интенсификации притока в скважину

За весь рассматриваемый период. применялись самые разнообразные методы интенсификации притока, различные как по технологии так и по свойствам своих химических композиций. Поэтому одним из важных шагов для оценки эффективности интенсификации, является краткий анализ проведения работ, которые оказывают прямое влияние на эффективность оптимизации притока скважин на Карачаганакском месторождении.

Выводы:

1. Методы оптимизации притока различными соляно-кислотными составами достаточно эффективны в карбонатных коллекторах для устранения загрязнения призабойной зоны на скважинах после бурения и капитального ремонта.

2. Обработки во время капитального ремонта, СКО, СКВ и перфорация в кислотной среде имеют ряд преимуществ, но необходимость глушения скважины после стимуляции существенно снижает эффективность проведенных работ.

3. Оценка результатов геофизических исследований (Production Logging Tool survey, PLT) показывает, что некоторые скважины после капитального ремонта и стимуляции все еще имеют неработающие, загрязнённые или заводненные зоны, что свидетельствует о недостаточной депрессии при процедуре очистке скважины, а также о несовершенстве технологии вскрытия продуктивных горизонтов и существующих методов глушения.

4. Гидродинамические исследования скважин необходимо проводить как минимум на трех различных режимах и при одинаковых штуцерах

5. Исходя из экономических соображений и основываясь на анализе стимуляций, 28% концентрация кислоты при СКП может быть снижена до 15-18 % без влияния на эффективность проведенных работ.

6. Из всех проведённых работ по стимуляции наиболее эффективной и наименее дорогой являются обработки с применением аэрированной, пенной кислоты, которая позволяет при выдерживании технологии приготовления, обеспечить не только проникновение активной кислоты более глубоко, но и наилучшее качество очистки скважин после проведения работ.

7. Как показали проведенные геофизические работы, после оптимизации, в большинстве случаев профиль притока скважины меняется незначительно, и только несколько метров перфорированной мощности с наилучшими коллекторскими свойствами находится в работе несмотря на многочисленные попытки увеличить профиль притока. Поэтому с целью повышения эффективности и снижения стоимости работ, есть необходимость поставить под сомнение целесообразность перфорирования и стимуляции всего продуктивного горизонта существующими методами.

8.Для определения методов обеспечения приёмистости на нагнетательных скважин требуется проведение дополнительных опытно-испытательных работ.

1.4 Обоснование принятых расчетных данных моделей пластов

Расчет вариантов разработки и коэффициентов извлечения нефти, газа и конденсата выполняется на симуляционной модели, представляющей собой набор уравнений состояния, которые в совокупности с граничными условиями описывают сложные физические процессы, происходящие в резервуаре.

Методика прогноза технологических показателей разработки и достигаемых коэффициентов извлечения углеводородов с использованием специализированных трехмерных, полностью комбинированных компьютерных программ таких как Eclipse-300, широко апробирована в международной нефтяной промышленности.

Трехмерная компьютерная программа Eclipse-300 позволяет одновременно синтезировать весь спектр газогидродинамических и термобарических процессов, происходящих в процессе разработки месторождения в системе скважина-пласт, на основе их анализа выдавать достоверный прогноз поведения скважин и залежи в виде основных технологических показателей разработки. Программный комплекс фильтрационной модели осуществляет решение системы уравнений, описывающих фильтрацию пластовых флюидов и закачиваемых агентов в пласте с учетом межфазных явлений и фазовых превращений.

Программа компьютерной симуляции разработки месторождения позволяет учитывать основные геолого-физические и технологические факторы реализуемого процесса разработки и точнее учесть существующую неоднородность фильтрационно-емкостных свойств пластов-коллекторов и физико-химических свойств насыщающих их флюидов. Симуляционная модель позволяет определять технологические показатели разработки как для режима истощения, так и для этапа поддержания пластового давления путем закачки газа в пласт с учетом порядка и темпа разбуривания и ввода скважин в эксплуатацию, фактической плотности сетки скважин, режимов эксплуатации скважин.

Симуляционная модель представляет собой сотовое отображение месторождения, которое описывается совокупностью цифровой трехмерной геолого-математической и трехмерной композиционной моделями залежи.

Координатная сетка для симуляционной модели охватывает общую площадь, длина которой составляет 27.6 км и ширина 16.0 км, включающую границы ВНК. Ориентация системы координат такова, что ось Х соответствует направлению запад-восток, а ось Y - север-юг.

В симуляционной модели газонефтяной контакт (ГНК) принят на абсолютной отметке - 4950 метров, водонефтяной контакт (ВНК) принят на абсолютной отметке - 5150 метров. Нефтяная оторочка разделенана два участка с различными свойствами нефтей - юго-западный и северо-восточный.

Пористость, общие и эффективные толщины для каждой ячейки были определены по картам, построенным по слоям. При передаче информации из геологической модели в симуляционную получено удовлетворительное совпадение углеводородонасыщенных поровых объемов (табл. 2.1.4).

Таблица 1.4 Сопоставление газо-нефтенасыщенных поровых объемов

1.9 Технологические и технико-экономические показатели вариантов разработки

Представленные результаты симуляции содержат следующую информацию:

- Коэффициенты извлечения углеводородов

- Распределение добычи между объектами.

Для основного варианта (40% закачка) упор делается на закачку, а не на продажу газа после 2027, как и предполагалось ранее.

Коэффициенты извлечения в обобщенном виде приводятся в таблице 2.1.9

Таблица 1.9 Коэффициенты извлечения углеводородов.

1.10 Экономические показатели вариантов разработки

В рамках Технологической схемы разработки были рассмотрены 8 вариантов на контрактный период, равный, как уже указывалось выше, 40 годам. По двум лучшим, по технико-экономическим показателям, вариантам расчет произведен до конца срока разработки.

Вариант разработки на естественное истощение дает наиболее низкие коэффициенты извлечения для Карачаганака и не был проанализирован экономически.

Вариант разработки с чередующейся закачкой воды и газа не был проанализирован экономически, так как коэффициенты извлечения углеводородов были ниже, чем в варианте 4, в котором чистый поток наличности для подрядчика является негативным.

Экономические расчеты были проведены по следующим вариантам:

1 вариант - 40% обратная закачка сырого газа в объект II;

2 вариант - 60% обратная закачка сырого газа в объект II;

3 вариант - 100% обратная закачка сырого газа в объект II;

4 вариант - 40% обратная закачка в объект II + закачка оставшегося обогащенного газа в объект III.

8 вариант - 30% обратная закачка в объект II + 10% закачка в объект III.

Вариант 40% закачки (вариант 1) обеспечивает максимальную прибыль в расчетных ценах (ЧПС=$943) по сравнению со всеми остальными вариантами. Дополнительно показатели эффективности и доля Республики в реально делимом доходе также является максимальной в варианте с 40% закачкой. Экономические преимущества этого варианта обусловлены за счет продаж газа и более низких эксплуатационных и капитальных затрат.

Варианты с 60% и 100% закачкой, а также с закачкой обогащенного газа и раздельной закачкой по схеме 30%-10%, требуют дополнительных эксплуатационных и капитальных затрат, а также дают более низкую норму рентабельности. Хотя перечисленные варианты дают более высокие коэффициенты извлечения жидкости, их экономика слаба. Но, если исходить из системы расчетных показателей, выступающих в качестве экономических критериев, то наиболее оптимистичными являются варианты 1 и 2. Из них предпочтение надо отдать варианту с 40% обратной закачкой газа, в результате внедрения которого как Подрядчик, так и Республика Казахстан, если исходить из показателей NPV, срока окупаемости, Внутренней нормы прибыли (IRR) и Реально Делимой Доли Дохода Республики Казахстан (РДДД РК), имеют наилучшие результаты.

Вариант с закачкой 40% добываемого газа во II объект был утвержден как наиболее оптимальный экономический вариант в ранее подписанных протоколах на совместном заседании с участием представителей ННК “Казахойл”, Госкоминвест, Министерства экологии и природных ресурсов, Министерства энергетики, индустрии и торговли в г.Астане от 26.11.98г. и при утверждении ТЭО КИ от 14.11.99г. в г. Кокшетау.

Вариант с закачкой 40% добываемого газа во II объект составляет также утвержденный вариант ОСРП и соответствует согласованным критериям разработки коллектора. Оптимальный экономический вариант (закачка 40% добываемого газа во II объект) предусматривает эксплуатацию III объекта путем углубления 20 скважин с забуриванием из них новых стволов, а также бурение 30 горизонтальных скважин. Этот вариант принят в ОСРП и представляет собой наиболее экономичный метод разработки III объекта. Как отмечалось выше, были изучены несколько других вариантов разработки, включая вариант закачки газа в III объект. Эти варианты были найдены либо неэкономичными, либо гораздо менее экономичными, чем вариант ОСРП. КИО и НИПИнефтегаз рекомендуют утвердить вариант закачки 40% добываемого газа во II объект в качестве оптимального с экономической точки зрения варианта.

1.11 Анализ расчетных величин коэффициентов извлечения

По выделенным эксплуатационным объектам проанализированы значения коэффициентов извлечения за контрактный период, полученные для расчетных вариантов разработки месторождения. Следует заметить, что за контрактный период вырабатывается более 85 % извлекаемых запасов жидких углеводородов (стабильный конденсат + нефть), поэтому коэффициенты извлечения, полученные за этот срок, позволяют достаточно уверенно ранжировать расчетные варианты.

В качестве базового варианта без применения мероприятий по повышению извлечения рассматривается вариант - естественное истощение (вариант 7).

Наименьшее извлечение жидких углеводородов, как в целом по месторождению (20,6%), так и по всем трем объектам разработки (19,0 %, 24,7%, 15,8% по I, II и III объектам соответственно), достигается по варианту естественного истощения (вариант 7).

По этому же варианту достигается максимальный коэффициент извлечения газа за контрактный период в целом по месторождению - 43 %.

Все рассмотренные расчетные варианты с поддержанием пластового давления позволяют увеличить извлечение жидких углеводородов (конденсат + нефть) по сравнению с базовым.

Все варианты с поддержанием пластового давления подразделяются на группы в зависимости от процента обратной закачки - 40%, 60%, 100%.

Варианты с 40% закачкой (варианты 1 и 8) позволяют увеличить коэффициент извлечения жидких углеводородов до 29%, с сохранением высокого коэффициента извлечения газа (40%) за контрактный период.

Вариант 60% закачки (вариант 2) позволяет увеличить извлечение жидких углеводородов до 31,8%. Варианты 100% закачки (варианты 3, 4, 5 и 6) позволяют достичь коэффициентов извлечения жидких углеводородов в пределах 34% - 37%, и характеризуются низким извлечением газа за контрактный период.

Минимальные значения извлечения жидких углеводородов за контрактный период в целом по месторождению получены для базового варианта (вариант 7) разработки на естественном режиме - 20,6%.

Максимальный коэффициент извлечения жидких углеводородов за контрактный период в целом по месторождению достигается по варианту 4 (40% закачка газа сепарации в верхнюю часть карбона совместно с закачкой оторочки обогащенного газа в нефтяной объект) - 36,6%.

1.12 Расчет по разработке газового месторождения. Обоснование и выбор методики расчета

При изучении дисциплины «Разработка и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений» важное место отводится вопросу о технологическом режиме эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин.

Технологический режим работы скважин - определение условия движения газа в призабойной зоне и по стволу скважины, характеризуемые значением дебита и забойного давления (или его градиента) и определяемые некоторыми естественными ограничениями.

Чтобы правильно установить режим эксплуатации скважин необходимо анализировать все возможные ограничения, влияющие на её работу, данные её предыдущей эксплуатации, исследовать скважину при различных режимах работы и проводить необходимые расчеты. На основании полученных материалов можно установить рациональный для данной скважины режим.

Причиной, вызывающей приток газа к скважине, является разность давлений в скважине, т.е. депрессия на пласт. Чем больше депрессия, тем больше дебит. Кроме того, дебит газа зависит от характера и степени вскрытия пласта, его коллекторских свойств и пропускной способности фонтанных труб и подземного оборудования. При высоких дебитах газа может произойти разрушение пласта, прорыв подошвенных или краевых вод и ряд других нежелательных явлений.

Для определения оптимальных условий работы скважин необходимо изучить характер выноса частиц породы и жидкости, а также влияние технологических и технико-экономических факторов на отбор из скважины различных количеств газа.

Условия, влияющие на ограничение дебита газовых скважин, можно подразделить на группы: геологические (разрушение призабойной зоны, образование языков и конусов обводнения), технологические (образование гидратов в стволе скважин и в призабойной зоне пласта, коррозия нкт, необходимость очистки забоя от жидкости и твердых частиц), технические условия (неудовлетворительное состояние забоя и подземного оборудования, недоброкачественность цементажа колонн, негерметичность обсадной колонны, опасность разрыва колонны обсадных труб), экономические.

Различают фактический и расчетный технологический режимы работы скважин.

Фактический технологический режим работы скважин устанавливает геологическая служба газодобывающего управления ежеквартально или один раз в полгода в соответствии с данными проекта разработки, опыта эксплуатации и результатами исследования скважин.

Расчетный технологический режим определяют при составлении проектов разработки газовых месторождений.

Установление расчетного технологического режима состоит в определении изменения рабочих дебитов газа, пластовых, забойных и устьевых давлений с течением времени в зависимости от количества отбираемого газа с месторождения в целом. Эти расчеты в комплексе с технико-экономическими показателями позволяют найти потребное число скважин, установить сроки бескомпрессорной эксплуатации, периоды нарастающей, постоянной и падающей добычи газа.

2. Техника и технология добычи нефти и газа

2.1 Теплогазогенераторная установка (ТГН) для разработки газоконденсатного месторождения

На рисунке 1 показана установка ТГН. В состав этой установки для производства тепла входят: теплогенератор ТГН, система подачи топлива, система зажигания и система воздухоснабжения. Устройство содержит корпус 1 с подводящим патрубком 2 и отводящим патрубком 3, основную камеру 4 сгорания, установленную в корпусе 1 с образованием зазора и снабженную двухступенчатой турбиной 5, а также дополнительную камеру 6 сгорания, выполненную в виде диффузора, установленную в корпусе 1 с образованием зазора и соединенную с основной камерой 4 сгорания, дополнительно снабжена воздухоподающим вентилятором 8.

Устройство работает следующим образом:

В основную камеру 4 сгорания через двухступенчатую турбину подается топливо, а через вентилятор 8 воздух. Образовавшаяся смесь поджигается свечой и подается через “сопло Лаваля” 7 в дополнитель- ную камеру 6 сгорания, где происходит полное сгорание. Воздух, поступающий в подводящий патрубок 2 и проходящий в зазоре между корпусом 1 и общими камерами 4 и 6 сгорания, нагревается, после чего через патрубок 3 выходит для дальнейшего использования.

Разгон в “сопло Лаваля” 7 горящей топливно-воздушной смеси с последующим торможением в дополнительной камере 6 сгорания позволяет значительно интенсифицировать процесс горения, а дополнительное количество тепла может быть получено с воздухом из патрубка 3.

Существующие ныне промышленные и производственные мощности требуют инновационного подхода к решению проблем по обеспечению достаточного количества электрической энергии и полного обогрева нефтегазовых установок в зимнее время. Предлагаемая технология применения теплогазогенератора в нефтегазовой промышленности, позволяет обеспечить требуемые условия.

Способ осуществляется в следующей последовательности.

В условиях промышленности в качестве топлива для сгорания может служить природный газ, сжигаемый в факелах. Природный газ стараются сжигать после разделения добытой углеводородной смеси в сателлитной станции, установках комплексной подготовки газа и перерабатывающих заводах. Сброс газа от предохранительных клапанов манифольда, газовых сепараторов и установки осушки газа производится в факельную систему высокого или низкого давления.

рис.1.

1. корпус 6. дополнительная камера сгорания,

2. подводящий патрубок выполненная в виде диффузора

3. отводящий патрубок 7. “сопло Лаваля”

4. основная камера сгорания 8. воздухоподающий вентилятор

5. двухступенчатая турбина

Проблема полной утилизации природного газа и его сжигание существует во многих нефтегазовых объектах и предприятиях, работающих на территории Республики Казахстан. Значит с помощью технологии применения теплогазогенератора можно снизить объем сжигаемого газа в факелах, путем использования его в качестве топлива. Таким образом подчеркивается актуальность применения ТГН в нефтегазовой промышленности. Далее в качестве окислителя следует использовать отфильтрованный воздух, получаемый в установке по подготовке сжатого газа. Назначение системы воздухоснабжения заключается в том, чтобы обеспечить подачу воздуха под определенным давлением в камеру сгорания для возможно более полного и устойчивого сгорания топлива, а также для охлаждения камеры сгорания и получения горячего воздуха на выходе из устройства, который может быть использован с целью обогрева установок в зимнее время.

Следующей примечательностью теплогазогенератора является преобразование воды, используемой в качестве охлаждения пространства между корпусом теплогазогенератора и камерой сгорания “сопло Лаваля”. В камере сгорания образуется высокотемпературный газ равный 2000-2100°К, который в дальнейшем передает тепло во внешние стенки. В парогенераторе происходит смесеобразование высокотемпературного газа с паром, после чего температура падает до 700-900°К. Нагретая вода (пар) в зазоре между корпусом и камерами получает тепло t = 200-320°С и через патрубок выходит для дальнейшего использования в качестве обогревающего агента установок подготовки, стабилизации, переработки и транспортировки нефтегазовых продуктов. Пар и горячую воду можно использовать в качестве нагнетательного агента в пласт, с целью увеличения добычи вязкой и высоковязкой нефти. Снижение температуры газа с паром создает хорошие условия для работы лопаток турбин. Высокая скорость продуктов сгорания в установке полученная применениям “Сопла Лаваля” в камере сгорания позволяет получить высокие мощности через турбину, которые можно использовать для привода компрессоров, генераторов и других агрегатов. Таким образом, теплогазогенератор можно применить в роли парогенерирующей установки и для получения сжатого воздуха подогреваемого установкой. Воду для циркулирования в ТГН следует брать из дренажной системы пластовой воды или любую, какая есть месте.

После сжигания топлива с воздухом в камере сгорания, образуется диоксид углерода, который далее смешивается с водой и обладает высокой скоростью на выходе. Кинетическую энергию комбинированного газа используют для передачи вращения газовой турбины с целью получения электрической энергии. Электрическая энергия образуется в электрогенераторе и далее может быть использовано в промышленных, бытовых и производственных объектах на нефтегазовых месторождениях.

Поток комбинированного газа, сжимаясь в турбине получает высокое давление, которое можно использовать для закачки в пласт нефтегазового месторождения. Закачка производится с целью поддержания пластового давления и увеличение нефтеотдачи пласта. При подсоединении к газовой турбине компрессора, можно получить самый дешевый сжатый воздух, который можно использовать для внутрипластового горения с целью извлечения высоковязкой нефти. Интенсификация нефтеизвлечения был и остается главным вопросом нефтяной промышленности. Темпы и полнота извлечения нефти из коллекторов всецело зависят от способа разработки месторождения. Из многих существующих способов извлечения нефти особое внимание уделяется разработке тепловых методов воздействия на пласт. Методы повышения нефтеотдачи, особенно тепловые приводит к интенсификации нефти из пласта более эффективно. Таким образом, теплогазогенератор производит горячий комбинированный газ (пар+газ), который может быть использован в качестве теплового метода воздействия на пласт, с целью увеличения нефтеотдачи.

2.2 Технические характеристики предлагаемой установки

-t°С отработавших газов перед теплообменником 500-700°С

- t°С нагретого воздуха 300-380°С

- пара 100-150°С

- t°С нагретой воды 80-90°С

- Расход топлива 0,2-0,3 кг/час

- Производительность тепла 60-230 Гкал/час

- Мощность 150-200 КВт

- Потребляемая мощность 36 КВт

- КПД 96-98%

- Давление комбинированного теплоносителя 1-15Мпа

Габариты (без теплоутилизатора)

- Диаметр 0,38-0,9м

- Длина 1,1-1,5м

2.3 Требования к технологии и технике закачки газа в пласт

Разработка КНГКМ месторождения планируется вести с процессом рециркуляции газа в газоконденсатную часть залежи.

Первоначальный уровень нагнетания составит приблизительно 5.0 млрд ст.м3/год.

Основными элементами технологической схемы закачки газа высокого давления являются:

- источник газоснабжения;

- газопровод низкого давления ;

- компрессорная станция нагнетания газа (КСНГ);

- холодильник;

- сепаратор (маслоотделитель);

- манифольд нагнетания;

- газопровод высокого давления (коллекторные линии);

- выкидные линии;

- нагнетательные скважины.

При этом осуществляются следующие технологические процессы:

- осушка газа перед компремированием;

- компремирование;

- охлаждение газа компремирования;

- распределение газа по скважинам.

Устья скважин оборудуются фонтанной арматурой рассчитанной на рабочее давление 60.0 МПа с автоматическим управлением. Этим условиям соответствует фонтанная арматура АФ5А-100/100х70 в коррозионно-стойком исполнении (К2) по ГОСТ 13846-89.

Окончательная компоновка устья скважины выбирается на стадии детального проектирования, с учетом рекомендуемого принципа контроля и управления, исходя из безопасной и надежной эксплуатации, а также экономических соображений.

Для простоты техобслуживания и наблюдения контрольный клапан нагнетания и система измерения потока/мониторинга рекомендуется установить на выходном манифольде и коллекторных линиях, в местах подсоединения выкидных линий.

Для труб, фитингов и клапанов используется материал соответствующий условиям работы в кислой среде. Номинал давления -- API 6A 10000.

Площадка огораживается и не укомплектовывается персоналом.

Технологический режим работы нагнетательной скважины обуславливается давлением нагнетания (устьевое давление работающей скважины), репрессией на пласт, зависящей от текущего пластового давления, коллекторскими свойствами пласта, и оценивается приемистостью скважины.

Давление нагнетания определяется исходя из величины проектируемого давления на выкиде компрессорной станции, которое составляет 55,0МПа. Потери давления на трение в коллекторных и выкидных линиях составляют не более 5,0МПа при приемистости скважин 1,1 млн.м3/сут. При указанных условиях максимальное давление нагнетания составит 50-55 МПа в зависимости от удаленности скважины от КСНГ. Фактически давление на устье нагнетательной скважины будет зависеть, при прочих равных условиях (давление нагнетания, удаленность от КСНГ), от приемистости самой скважины. Максимально допустимое забойное давление нагнетательной скважины ограничивается давлением гидроразрыва пласта, которое оценивается 65,0 МПа (по расчетам КИО). Забойное давление скважины рассчитывается по заданному давлению на устье и приемистости скважины, которое складывается из устьевого давления и давления столба газа за вычетом потерь давления на трение.

Репрессия на пласт определяется текущим пластовым давлением. В зависимости от темпов отбора газа с каждой скважины (истощенности зоны) текущее пластовое давление на различных участках месторождения значительно отличается друг от друга. К началу сайклинг-процесса к 2001г пластовое давление было различным по площади, а среднее пластовое давление по II объекту составило 49,1 МПа по варианту I.

Технологический режим работы нагнетательной скважины должен обеспечивать заданную величину приемистости. Для определения заданной величины приемистости использована удельная приемистость (приемистость скважины на единицу репрессии).

Таким образом режим работы нагнетательных скважин будет определяться, в основном, динамикой пласта в текущий момент времени, и может изменяться в широком диапазоне. В последующем, по отдельным скважинам, при преобладании закачки над отбором происходит рост пластовых давлений и соответственно снижение репрессии и приемистости. В других случаях происходит увеличение приемистости.

2.4 Обоснование выбора рекомендуемых способов эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования

Оборудование устья фонтанных газоконденсатных и нефтяных скважин должно состоять из колонной головки, фонтанной арматуры и системы управления.

Колонная головка служит для обвязки обсадных колонн между собой и

герметизации межколонного пространства.

Фонтанная арматура предназначена для герметизации фонтанных скважин, контроля и регулирования режима их эксплуатации.

По условиям принятого варианта разработки и условиям эксплуатации месторождения фонтанная арматура выбирается крестового типа на рабочее давление 70 МПа типа АФ6аВ-100/100X700К2 по ГОСТ 13846-89 или соответствующая ей по классификации для холодной климатической зоны и коррозионной среды.

Фонтанная арматура включает трубную головку, фонтанную ёлку с двумя стволовыми запорными устройствами, одна ручного, другая пневматического управления, а также с двумя задвижками на каждом боковом отводе, три из которых с ручным и одна с пневматическим закрытием, работающих в режиме дистанционного и автоматического управления. Боковые отводы фонтанной ёлки оборудованы штуцеродержателями постоянного сечения нагнетательными фланцами. Размер трубы и номинальное значение давления выше и ниже штуцера одинаковы.

Компоновка устья скважины должна включать также следующее оборудование:

- панели управления, которые управляют всеми приводами трёх запорных устройств, с обеспечением возможности эксплуатации при низких температурах.;

- систему нагнетания для ввода ингибитора парафиноотложений на выход

фонтанного клапана в зимнее время, во избежание затвердевания парафиновых осадков;

- систему связи аварийного останова с диспетчерской установкой.

Нагнетательная арматура предназначена для герметизации устья нагнетательных скважин и контроля режима закачки газа. Через неё проводится спуск инструментов и приборов при исследовании скважин. Типоразмер нагнетательной арматуры определяется расчётным давлением нагнетания на устье (максимальное давление на устье 55 МПа) и на забое (максимальное давление на забое 65 МПа).

Так как параметры нагнетательных арматур регламентированные ГОСТ 13846-84 и стандартом СЭВ 4354-83 (максимальное рабочее давление 35 МПа) не подходят для условий месторождения (рабочее давление 60 МПа), в качестве нагнетательной рекомендуется применять фонтанную арматуру на рабочее давление 70 МПа, в антикоррозионном исполнении, поскольку в состав закачиваемого «сухого» газа входят сероводород и углекислый газ.

Потенциальная опасность, связанная с достаточно высоким содержанием H2S в продукции скважин и сравнительно высокими рабочими давлениями, требует установки скважинной системы безопасности безотказного типа.

Выбор типа трубного пакера также определяется условиями его работы:

- коррозионная среда;

- необходимость проведения операций по интенсификации, гидроразрыву продуктивных пластов и других технологических операций.

В этих условиях, наиболее надёжным, обладающим достаточной прочностью и сопротивлением воздействию коррозии, является извлекаемый пакер, выдерживающий нагрузку до 90 тонн.

Пакер этого типа, может быть установлен в 7” колонне с 31/2'' хвостовиком, спущенным немного выше перфорации (50 м) в скважинах с двухсекционной обсадной колонной (7х51/2 '').

Поскольку добываемая жидкость обладает высококоррозионными свойствами, важно обеспечить защиту эксплуатационной колонны и НКТ от коррозии. В частности не должно быть доступа к проникновению добываемой жидкости содержащей H2S и CO2 в кольцевое пространство между НКТ и эксплуатационной колонной, поэтому оно должно быть заполнено утяжелённым ингибированным раствором.