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.

Колонная головка. Она предназначена для обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубных пространств, а также для подвески обсадных колони 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. VIII.8). Корпус го­ловки / навинчивается на верхний резьбовой конец кондуктора. Обсадная колонна 10 вворачивается в специальную муфту 7. Герметичность соединения корпуса головки / и муфты 7 дости­гается муфтой 2 и двумя кольцами 3 из специальной нефтестой-кой 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 боковой отвод с краном высокого давления 9 и манометром 8.

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. VIII.9) с двумя боковыми отводами, каждый из которых может быть рабочим, а второй запасным. Для тройниковой фонтанной ёлки (рис. VIII.10) характерным узлом яв­ляются тройники 1, 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.

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

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 ра­боты 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. VIII.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 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.

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. VIII.12) не предусматривает обвязку выкидов межтрубных

пространств и предполагает наличие только одной 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. VIII. 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. Ма-нифольды на концах имеют фланцы для присоединения труб диаметром 80 мм. В обозначение манифольда входят номер схемы, условный проходной диаметр и рабочее давление, напри­мер, 1МАТ-60Х125. Выкидной шлейф соединяет манифольд ар­матуры с групповой замерной установкой (ГЗУ) промысловой системы нефтегазосбора, где автоматически замеряются дебиты скважин. К ГЗУ подключается группа скважин (до 14), дебит которых измеряется поочередно по определенной программе.

Одиночные фонтанные скважины и особенно высокодебитные работают в индивидуальную трапную установку, в которой происходит сепарация газа (иногда двухступенчатая) и замер дебита. Далее, продукция скважины вместе с водой и остаточ­ным газом поступает в промысловый нефтесборный пункт для частичного обезвоживания путем отстоя и полной сепарации газа. Часто промысловый нефтесборный пункт совмещают с ус­тановками по обезвоживанию и обессоливанию нефти с по­мощью ее нагрева, промывки пресной водой с добавкой поверх­ностно-активных веществ — деэмульгаторов, разрушающих по­верхностные пленки на границе мельчайших капелек воды и нефти.

Дата добавления: 2015-07-20