 |
Оборудование устья фонтанных скважин
|
|
|
|
Условия эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, а также охрана недр и техника безопасности требуют гермитиза-ции и разобщения межтрубных пространств, спуска в скважину НКТ, направления нефти и газа в систему нефтесбора, регулирования работы скважин. Это достигается с помощью установки на устье фонтанной скважины оборудования, состоящего из колонной головки, фонтанной арматуры и манифольдов (выкидных линий).
Колонная головка предназначается для обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубных пространств, а также для подвески обсадных колонн (при многоколонной конструкции скважин) и установки фонтанной арматуры. Существуют одно-, Двух-, трех-, четырех- и пятиколонные головки.
Колонная головка должна обеспечивать:
- надежную герметизацию межтрубного пространства;
- надежное и быстрое закрепление подвески обсадных колонн;
- удобный и быстрый монтаж;
- возможность контроля за движением жидкости и газа в межтрубном пространстве;
- минимально возможная высота.
Колонные головки выпускаются на различные давления от 14,0 до 70,0 МПа. В отдельных случаях (на газовых скважинах) применяются колонные головки на давление до 150,0 МПа.
После окончания бурения скважины с колонной головки демонтируют превенторы и устанавливают фонтанную арматуРУ
Корпус колонной 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. Плотность посадки достигается за счет прижатия муфты полукольцами 5 и фланцем 4, который болтами притягивается к фланцу корпуса. Муфта 7
|
|
|
Рис. 65. Конструкция колонной головки для одной обсадной головки.
заканчивается фланцем 6 для подсоединения 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 служит для:
- подвески насосно-компрессорных (подъемных) труб;
- герметизации устья скважины;
- контроля за межтрубным (между НКТ и обсадной колонной) пространством;
- направления нефти и газа в выкидную линию;
- проведения геолого-технических операций при эксплуатации скважин;
- регулирования режима работы скважины;
- проведения исследований в скважине;
- создания противодавления на забой и т.д.
Фонтанную арматуру собирают из различных тройников, крестовин и арматуры, которые соединяются между собой с помощью болтов. Соединения герметизируют с помощью металлического кольца с овальным поперечным сечением, которое устанавливается в выемке на фланцах, и затем стягивают болтами.
Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки. Трубную головку устанавливают на колонную головку. Трубная головка предназначена для подвески насосно-компрессорных труб и герметизации кольцевого пространства между фонтанными трубами (НКТ) и эксплуатационной колонной, а также для проведения различных геолого-технических мероприятий.
Фонтанная арматура тройниковая (рис. 66) состоит из крестовика 1, тройника 3 и переводной катушки 5. Тройник устанавливают при оборудовании скважин двухрядным подъемником. При этом первый ряд труб крепится к переводной катушке с помощью переводной втулки 4, а второй ряд труб крепится с помощью переводной втулки 2.
Если скважина оборудуется одним рядом насосно-компрессорных труб, то тройник на фонтанной арматуре не устанавливают.
На крестовике и тройнике трубной головки ставят запорные задвижки 12, которые служат для соединения технологического оборудования межтрубным или кольцевым пространством, а также для их герметизации. Трубная головка подвергается давлению затрубного газа, которое может быть больше, чем давление в фонтанной елке. В этой связи трубная головка рассчитывается и испытывается на давление в 1,5 раза большее, чем фонтанная елка. Это объясняется тем, что в межтрубном пространстве, которое герметизирует трубная головка, может скопиться чистый газ, и поэтому давление может достигнуть пластового.
|
|
|
Фонтанная елка устанавливается на трубную головку. Фонтанная елка предназначается для регулирования отбора нефти и газа, направления их в выкидные линии, проведения ремонтных работ и исследований, а также для закрытия скважины при необходимости. Фонтанная елка состоит (рис. 66) из тройников 13,
Рис. 66. Фонтанная арматура тройниковая: 1 - крестовик, 2, 4 - переводные втулки, 3 - тройник, 5 - переводная катушка, 6 - центральная задвижка, 7 - задвижки, 8 - штуцеры, 9 - буферная заглушка, 10 - манометр, 11 - промежуточная задвижка, 12 - задвижка, 13 - тройники, 14 - буферная задвижка
Рис. 67. Фонтанная арматура крестовиковая: 1 - манометры, 2 - крановые задвижки, 3, 6 - крестовик, 4 - катушка, 5 - патрубок, 7 - колонная головка; 8 - угоютнительное кольцо чадвижек 7, устанавливаемых на выкидных линиях для перевода работы скважины на одну из них. Буферная задвижка 14 служит для перекрытия и установки лубрикатора, через который в скважину спускаются скребки для очистки лифтов от смоло-парафинистых отложений, различных приборов (глубинных манометров, термометров, пробоотборников и т.д.) под давлением, без остановки фонтанной скважины. На буферную задвижку при эксплуатации скважины устанавливают буферную заглушку 9 с манометром 10.
Все задвижки фонтанной елки, кроме задвижек на одной из выкидных линий, при работающей скважине должны быть открыты. Центральную задвижку закрывают только в аварийных случаях, направляя продукцию скважины через межтрубное пространство в выкидные линии трубной головки.
При работе скважины нефть и газ из НКТ (подъемных труб) через открытую центральную задвижку направляются по одному из выкидов в выкидную линию на групповую замерную установку (ГЗУ). Для регулирования режима работы фонтанной елки устанавливают штуцеры 8, которые представляют собой втулки с калиброванными отверстиями от 2 до 20 мм. Каждое отверстие при соответствующем забойном и буферном давлениях обеспечивает пропуск определенного количества нефти и газа. Штуцеры бывают втулочные или дисковые. Штуцеры втулочные применяются на скважинах, где вместе с нефтью с забоя поднимает- / ся песок, а дисковые штуцеры применяются на скважинах, где в нефти нет песка.
|
|
|
Втулочные штуцеры, с целью продления срока службы, изготавливают из высокопрочных легированных сталей или из ме-таллокерамического материала с каналом определенного диаметра. По мере износа штуцера (диаметр отверстия штуцера увеличивается) установленный режим работы скважины нарушается, поэтому штуцер надо заменять.
В этом случае поток нефти и газа переводят временно на запасной отвод, на котором заранее устанавливают штуцер необходимого диаметра и одновременно меняют изношенный штуцер в рабочем отводе.
Существует много различных конструкций штуцеров. Простейший штуцер изготавливают в виде диафрагмы, с отверстием определенного диаметра, который устанавливается между двумя фланцами выкидной линии и зажимается болтами. На фонтанной арматуре устанавливают два манометра с трехходовыми кранами или вентилями. Один манометр устанавливается на отводе крестовика трубной головки для замера давления в межтрубном пространстве скважины, которое называют затрубным давлением. Второй манометр устанавливается на буфере арматуры и замеряет давление на устье скважины. Это давление называется буферным, или устьевым. Самым ответственным элементом фонтанных арматур являются запорные устройства. Основное требование, предъявляемое к запорным устройствам, - обеспечение аб- • солютной герметичности их затворов. От их бесперебойного дей-1ствия зависит надежность работы всего устьевого оборудования 5 фонтанных скважин. Задвижки для фонтанных арматур выпускаются литые и ковано-сварные двух типов: клиновые и прямоточные с уплотнительной смазкой. Клиновые задвижки сравнительно быстро теряют герметичность ввиду того, что уплотни-тельные поверхности клина и гнезда (поверхности затворов) при открытом положении задвижек во время работы скважины подвергаются коррозии в результате контакта их с высокоминерализованной пластовой водой, содержащейся в продукции скважины, а также подвергаются воздействию механических частиц и песка, выносимого с забоя скважин вместе с нефтью и газом на поверхность.
|
|
|
Прямоточная, уплотняемая смазкой, задвижка сконструирована так, что в ней и в открытом, и в закрытом положении продукция скважин (нефть, газ) не соприкасается с уплотняющими поверхностями, поэтому износ уплотняющих поверхностей в ней небольшой. Эта задвижка обладает высокой стойкостью к абразивному действию механических примесей и песка, содержащихся в продукции скважины.
Пробковые краны имеют небольшой вес, они удобны при эксплуатации и в обслуживании. Уплотнительные поверхности в кране соприкасаются с продукцией скважин только во время открытия или закрытия их, что значительно снижает их коррозию и эрозию.
Сборка и установка фонтанной арматуры на устье скважины является очень важным и ответственным заключительным видом работ, особенно на скважинах с высоким давлением. Поэтому сборка и установка фонтанной арматуры на устье скважины должна вестись очень внимательно, с проверкой и опрессовкой
собранной и установленной арматуры на 2-кратное рабочее давление. Если ожидается сильное нефтегазопроявление и может возникнуть опасность раскачивания фонтанной арматуры, то ее укрепляют анкерными болтами и растяжками из стального каната.
Концевые задвижки фонтанных арматур соединяются трубопроводами с оборудованием для сбора нефти и сепарации газа. Все эти трубопроводы, предназначенные для направления газожидкостного потока от устья скважины, а также для соединения затрубного пространства с наземным оборудованием скважины, называются обвязкой скважины. Задвижка затрубного пространства скважины соединяется с одной из манифольдных линий, что позволяет при необходимости снижать давление в затрубном пространстве.
При осмотрах фонтанной арматуры фиксируются нарушения герметичности в соединениях, вибрации элементов устьевого оборудования, показания манометров. О нарушении нормальной работы скважин судят по изменениям буферного и затрубного давления, изменению дебита нефти и обводненности продукции скважины, количеству песка и т.д. Снижение буферного давления и дебита скважины с одновременным повышением давления в межтрубном пространстве может указывать на большое отложение парафина на внутренних стенках НКТ или на образование песчаной пробки в НКТ.
|
|
|
Одновременное снижение буферного и затрубного давления указывает на образование на забое скважины песчаной пробки или скопления минерализованной пластовой воды между забоем и башмаком, что может привести к прекращению фонтанирования. Падение давления на буфере при одновременном увеличении дебита указывает на разъедание (увеличение диаметра) штуцера и необходимость его замены и т.д.
|
|
|
