Оборудование фонтанных скважин

Оборудование  фонтанных скважин

Геологические условия  нефтяных и газовых месторождений, из которых добываются нефть и  газ, различны. Они отличаются глубиной залегания продуктивного пласта, характеристикой и устойчивостью  проходимых горных пород, пластовыми давлениями и температурой, газовым фактором, плотностью нефти, давлением насыщения  и другими характеристиками. В  зависимости от этих геологических  характеристик и особенностей продуктивного  пласта применяются различные конструкции  скважин. В этих конструкциях обязательными  элементами являются короткое направление (5 - 15 м), кондуктор (100 - 500 м) и обсадная - эксплуатационная колонна (до продуктивного  горизонта). Однако такая простая  одноколонная конструкция употребляется  при глубинах порядка до 2000 м с  устойчивыми породами, не вызывающими  осложнений при бурении и освоении скважины. При сложных геологических  условиях, трудностях спуска одной  колонны до проектной глубины, осложнениях  при бурении, необходимости перекрытия промежуточных горизонтов с большим  пластовым давлением, а также  по ряду других причин необходимо применять  более сложные и дорогостоящие  многоколонные конструкции скважин. Например, на скважинах, пробуренных  на меловые отложения в Чечено-Ингушетии, залегающие на глубине 5300 - 6000 м, вынуждены  применять многоколонные конструкции, состоящие кроме направления  и кондуктора из четырех-семи колонн, в том числе с так называемыми  хвостовиками, т. е. обсадными колоннами, закрепляющими только вскрытую часть  пород ниже башмака последней  обсадной колонны. Условия эксплуатации месторождений нефти и газа, а  также охрана недр и техника безопасности требуют герметизации и разобщения межтрубных пространств, спуска в скважину НКТ, направления продукции в  замерные устройства, регулирования  работы скважины, ее кратковременного закрытия для ремонтных работ.

Это осуществляется с помощью установки на устье  фонтанной скважины оборудования, состоящего из колонной головки, фонтанной арматуры и манифольдов. 8.6.1. Колонная головка

Она предназначена  для обвязки устья скважины с  целью герметизации межтрубных пространств, а также для подвески обсадных колонн и установки фонтанной  арматуры. Существуют одно-, двух-, трех-, четырех- и пятиколонные головки; требования, предъявляемые к конструкциям колонных головок, следующие: надежная герметизация межтрубных пространств; возможность контроля за давлениями во всех межтрубных пространствах; быстрое и надежное закрепление подвески обсадных колонн; возможность крепления к одной колонной головке различных обсадных колонн, т. е. универсальность; быстрый и удобный монтаж; минимально возможная высота.

Колонная головка  в период эксплуатации скважины остается на устье и, как правило, не ремонтируется. Поэтому к ее конструкции и  качеству изготовления предъявляются  высокие требования. Выпускаются  колонные головки на 14,0; 21,0; 35,0; 50,0 и 70,0 МПа рабочего давления. В некоторых  случаях (на газовых скважинах) применяются  колонные головки, рассчитанные на давление до 150 МПа.

После бурения с  колонной головки демонтируют превенторы и устанавливают фонтанную арматуру (рис. 8.8). Корпус головки 1 навинчивается на верхний резьбовой конец кондуктора.

Обсадная колонна 10 вворачивается в специальную  муфту 7. Герметичность соединения корпуса  головки 1 и муфты 7 достигается муфтой 2 и двумя кольцами 3 из специальной  нефтестойкой резины. Плотность посадки достигается за счет прижатия муфты полукольцами 5 и фланцем 4, который болтами притягивается к фланцу корпуса  

Муфта 7 заканчивается  фланцем 6 для присоединения к  нему фонтанной арматуры. Для опрессовки колонной головки и контроля давления в межтрубном пространстве предусмотрен  

Рис. 8.8. Конструкция  простейшей колонной головки для  одной обсадной колонны 

боковой отвод с  краном высокого давления 9 и манометром 8. 8.6.2. Фонтанная арматура

Фонтанная арматура предназначена для подвески одной  или двух колонн фонтанных труб; для герметизации и контроля пространства между фонтанными трубами и обсадной колонной; для проведения технологических  операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины; для направления  продукции скважины в выкидную линию  на замерную установку; для регулирования  режима работы скважины и осуществления  глубинных исследований.

Фонтанная арматура подвергается действию высоких температур и давлений. Однако по своим эксплуатационным характеристикам (дебит, давление, температура, газовый фактор и др.) фонтанные  скважины бывают различными. Поэтому  возникает необходимость иметь  фонтанные арматуры, рассчитанные на различные условия работы.

Фонтанные арматуры различаются по конструктивным и  прочностным признакам: по рабочему давлению - от 7 до 105 МПа; по размерам проходного сечения ствола - от 50 до 100 мм; по конструкции  фонтанной ёлки - крестовые и тройниковые; по числу спускаемых в скважину рядов  труб - однорядные и двухрядные; по типу запорных устройств - с задвижками или  с кранами.

Для охвата всех возможных  условий в фонтанных скважинах  по давлению приняты следующие стандарты: арматуры на 7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа рабочего давления, причем арматура на 7, 14, 21 и 35 МПа испытывается на двойное рабочее  давление, а арматура на 70 и 105 МПа - на полуторакратное давление. Собственно фонтанная арматура состоит из двух элементов: трубной головки и  фонтанной ёлки. Трубная головка  предназначена для подвески фонтанных  труб. Обычно она представляет собой  крестовину с двумя боковыми отводами с установленной на ней переходной катушкой, в которую вворачивается  верхний резьбовой конец фонтанных  труб. При применении двух рядов  труб устанавливаются две крестовины с переходными катушками. На нижней катушке подвешивается первый ряд  труб (большого диаметра), а на верхней  катушке - второй ряд труб (меньшего диаметра). На верхнем фланце катушки  укрепляется собственно фонтанная  ёлка.

Трубная головка  подвергается давлению затрубного газа, которое может быть больше, чем давление в фонтанной ёлке. Поэтому трубная головка рассчитывается и испытывается на давление примерно в 1,5 раза большее, чем фонтанная ёлка. Это объясняется тем, что в межтрубном пространстве, которое герметизирует трубная головка, может скопиться чистый газ, и поэтому давление может достигнуть пластового.

Фонтанные ёлки по конструкции  делятся на крестовые и тройниковые. Характерным узлом крестовой арматуры является крестовина 6 (рис. 8.9) с двумя боковыми отводами, каждый из которых может быть рабочим, а второй запасным. Для тройниковой фонтанной ёлки (рис. 8. 10) характерным узлом являются тройники 7, к которым присоединяются выкидные линии - верхняя и нижняя. Причем рабочим выкидом всегда должна быть верхняя линия, а нижняя - запасной. Это продиктовано безопасностью работы и возможностью предотвращения открытого фонтанирования. Тройниковые арматуры, как правило, применяются в скважинах, дающих вместе с нефтью абразивный материал - песок, ил. При разъедании песком верхнего тройника скважина может быть переведена на работу через нижний отвод

При этом промежуточная (между отводами) задвижка или кран закрывается; и верхний тройник, и отвод могут быть отремонтированы. При применении в этих условиях крестовой арматуры разъедание крестовины приводит к необходимости перекрытия скважины центральной задвижкой для замены крестовины. Однако крестовые арматуры более компактны, высота их меньше, обслуживание, которое заключается в снятии показаний манометров, смене штуцеров и осуществляется с мостков без лестниц. Тройниковые арматуры имеют большую высоту и требуют для обслуживания специальных вспомогательных сооружений.

Фонтанные арматуры шифруются следующим образом:

АФТ-65Кр-140, что означает: арматура фонтанная, тройниковая с  проходным сечением 65 мм, крановая на 14 МПа рабочего давления.

АФК-50-210 - арматура фонтанная  крестовая диаметром 50 мм на рабочее  давление 21 МПа.  

Эксплуатация  нефтяных и газовых  скважин 

• Перейти на главную

При этом промежуточная (между отводами) задвижка или кран закрывается; и верхний тройник, и отвод могут быть отремонтированы. При применении в этих условиях крестовой арматуры разъедание крестовины приводит к необходимости перекрытия скважины центральной задвижкой для замены крестовины. Однако крестовые арматуры более компактны, высота их меньше, обслуживание, которое заключается в снятии показаний манометров, смене штуцеров и осуществляется с мостков без лестниц. Тройниковые арматуры имеют большую высоту и требуют для обслуживания специальных вспомогательных сооружений.

Фонтанные арматуры шифруются следующим образом:

АФТ-65Кр-140, что означает: арматура фонтанная, тройниковая с  проходным сечением 65 мм, крановая на 14 МПа рабочего давления.

АФК-50-210 - арматура фонтанная  крестовая диаметром 50 мм на рабочее  давление 21 МПа.

 

Рис. 8.9. Фонтанная  крестовая арматура (4АФК-50-700) высокого давления (70 МПа)

для однорядного  подъемника: 1 - вентиль, 2 - задвижка, 3 - крестовина, 4 - катушка для подвески НКТ,

5 - штуцер, 6 - крестовины  ёлки, 7 - буфер, 8 - патрубок для подвески  НКТ, 9 - катушка 

Масса фонтанной  арматуры достигает 3 т, высота 4 м, ширина до 3,3 м. 8.6.3. Штуцеры.

Они являются элементом  фонтанной елки и предназначены  для регулирования режима работы фонтанной скважины и ее дебита. Штуцеры устанавливаются на обеих  выкидных линиях арматуры и подразделяются на нерегулируемые и регулируемые. Более просты и надежны нерегулируемые штуцеры. Они незаменимы в случаях, когда из скважины поступает песок или другой абразивный материал. Существует много конструкций нерегулируемых штуцеров, которые часто выполняются в виде коротких конических втулок из легированной стали или из металлокерамического материала с центральным каналом заданного диаметра. По мере износа штуцера установленный режим ра^боты скважины нарушается и штуцер необходимо менять. Для этого работу скважины переводят временно на запасной отвод, на котором установлен штуцер заданного диаметра, и одновременно меняют изношенный штуцер в основном рабочем отводе. В связи с этим предложено много конструкций так называемых быстросменных штуцеров (рис. 8.11).

Простейший штуцер выполняется в виде диафрагмы  с отверстием заданного диаметра, зажимаемой между двумя фланцами выкидной линии. Применяются регулируемые штуцеры, в которых проходное  сечение плавно изменяют перемещением конусного штока в седле из твердого материала. Перемещение осуществляется вращением маховика, на штоке которого имеется указатель, показывающий эквивалентный  диаметр проходного кольцевого сечения  регулируемого штуцера.

Такие штуцеры сложнее, дороже, имеют сальниковые уплотнения и применяются обычно в скважинах, не продуцирующих песок. В любом  штуцере происходит поглощение энергии  газожидкостной струи и 

 

Рис. 8.10. Фонтанная  тройниковая арматура кранового  типа для подвески двух рядов НКТ 

(2АФТ-60 x 40 х КрЛ-125): 1 - тройник; 2 - патрубок для подвески  второго ряда НКТ; 

3 - патрубок для  подвески первого ряда НКТ 

 

Рис. 8.11. Штуцер быстросменный  для фонтанной арматуры высокого давления (ЩБА-50-700):

1 - корпус, 2 - тарельчатая  пружина, 3 - боковое седло, 4 - обойма, 5 - крышка, 6 - нажимная гайка, 

7 - прокладка, 8 - гайка  боковая. 9 - штуцерная металлокерамическая  втулка 

снижение давления от давления на буфере до давления в  отводящей линии системы нефтегазосбора. Если разность давлений велика, применяют несколько последовательно соединенных штуцеров, в каждом из которых частично снижается давление. 8.6.4. Манифольды

Манифольд предназначен для обвязки фонтанной арматуры с трубопроводом, подающим продукцию скважины на замерную установку. Применяются различные схемы таких обвязок в зависимости от местных условий и технологии эксплуатации. Поэтому эти схемы не стандартизованы, но их узлы комплектуются из элементов заводского изготовления. Простейшая схема манифольда крестовой фонтанной арматуры (рис. 8. 12) не предусматривает обвязку выкидов межтрубных пространств и предполагает наличие только одной

 

Рис. 8.12. Схема обвязки  крестовой фонтанной арматуры

выкидной линии, соединяющей  скважину с трапной или замерной установкой. В некоторых случаях при интенсивном отложении парафина предусматривают две выкидные линии и манифольд, допускающий работу через любой из двух выкидов.

На рис. 8.12 показаны стандартизованные узлы заводской  сборки. Они очерчены четырехугольниками и помечены номером (№ 1, №2, №3). Схема  предусматривает два регулируемых штуцера, два вентиля для отбора проб жидкости и газа, запорные устройства 3 для сброса продукции на факел  или земляной амбар, тройники 4, крестовики 5, предохранительный клапан 6, фланцевые  соединения 7. Основные узлы манифольда унифицированы с узлами и деталями фонтанной арматуры. Манифольды на концах имеют фланцы для присоединения труб диаметром 80 мм. В обозначение манифольда входят номер схемы, условный проходной диаметр и рабочее давление, например, 1МАТ-60 х 125. Выкидной шлейф соединяет манифольд арматуры с групповой замерной установкой (ГЗУ) промысловой системы нефтегазосбора, где автоматически замеряются дебиты скважин. К ГЗУ подключается группа скважин (до 24), дебит которых измеряется поочередно по определенной программе.