Обвязка куста газовых скважин

Обновлено: 07.07.2024

Кустовая обвязка газовых скважин с межколонными газопроявлениями

Кустовая обвязка газовых скважин с межколонными газопроявлениями относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к кустовым обвязкам для эксплуатации большого числа газовых скважин, имеющих межколонные газопроявления и расположенных в зоне многолетнемерзлых пород, на ограниченных по размерам кустовых площадках.

Технический результат заключается в технологическом обеспечении снижения межколонного давления за счет выпуска газа из межколонного пространства скважин при их эксплуатации в условиях ограниченных по размерам кустовых площадок с минимальными капитальными и эксплуатационными затратами и обеспечении противофонтанной безопасности.

Кустовая обвязка газовых скважин с межколонными газопроявлениями включает скважины с устьями, размещенными попарно на одной линии. Струны фонтанных арматур размещены параллельно оси куста скважин. Выкидные линии парных скважин размещены перпендикулярно оси куста скважин и закреплены на общих якорных устройствах. Выкидные линии соединены с факельной линией и газосборным коллектором. Межколонные пространства парных скважин оборудованы межколонными отводами, соединенными между собой посредством тройника, к которому присоединен факельный отвод, оборудованный задвижкой и тройником, посредством которого факельный отвод соединен с факельной линией. При этом факельный отвод размещен между двумя параллельными выкидными линиями на их общих якорных устройствах.

Известна кустовая обвязка для эксплуатации газовых скважин, расположенных в зоне многолетнемерзлых пород, включающая скважины с устьями, размещенными попарно на одной линии, струны фонтанных арматур размещены параллельно оси куста скважин, выкидные линии парных скважин размещены перпендикулярно оси куста скважин и закреплены на общих якорных устройствах, выкидные линии соединены с факельной линией и газосборным коллектором [Патент РФ 53364, 2006].

Недостатком этой кустовой обвязки является низкая надежность ликвидации межколонного давления и невозможность выпуска газа из межколонного пространства, что приводит к возникновению высоких давлений в ограниченном по объему межколонном пространстве скважины и, как следствие, к высокой вероятности разрушения устьевого оборудования и возникновению открытого газового фонтана и пожара.

Задача, стоящая при создании полезной модели кустовой обвязки, состоит в повышении надежности и противофонтанной безопасности работы скважин с межколонными газопроявлениями.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания кустовой обвязки, состоит в технологическом обеспечении снижения межколонного давления за счет выпуска газа из межколонного пространства скважин при их эксплуатации в условиях ограниченных по размерам кустовых площадок с минимальными капитальными и эксплуатационными затратами и обеспечении противофонтанной безопасности.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известной кустовой обвязке газовых скважин с межколонными газопроявлениями, включающая скважины с устьями, размещенными попарно на одной линии, струны фонтанных арматур размещены параллельно оси куста скважин, выкидные линии парных скважин размещены перпендикулярно оси куста скважин и закреплены на общих якорных устройствах, выкидные линии соединены с факельной линией и газосборным коллектором, межколонные пространства парных скважин оборудованы межколонными отводами, соединенными между собой посредством тройника, к которому присоединен факельный отвод, оборудованный задвижкой и тройником, посредством которого факельный отвод соединен с факельной линией, при этом факельный отвод размещен между двумя параллельными выкидными линиями на их общих якорных устройствах.

На фиг.1 схематично изображена заявляемая кустовая обвязка газовых скважин с межколонными газопроявлениями, на фиг.2 - обвязка пары скважин с межколонными газопроявлениями.

Кустовая обвязка газовых скважин с межколонными газопроявлениями, состоит из трубопроводов, которые соединяют устья скважин 1, размещенных на одной линии, попарно 2, и сгруппированных в батареи 3, с общей горизонтальной факельной линией 4 и газосборным коллектором 5, а также с факельным отводом 6. Устья скважин 1 обвязаны колонными головками 7, фонтанными арматурами 8 со струнами 9 и выкидными линиями 10. При этом струны 9 фонтанных арматур 8 размещены параллельно оси куста 11 скважин 1. Выкидные линии 10 парных скважин 1 размещены перпендикулярно оси куста 11 скважин 1 и закреплены на общих якорных устройствах 12. Выкидные линии 10 соединены с факельной линией 4 посредством врезной линии 13 и газосборным коллектором 5, причем факельная линия 4 и газосборный коллектор 5 направлены в противоположные друг от друга стороны. Межколонные пространства парных скважин 1 оборудованы межколонными отводами 14, соединенными между собой посредством тройника 15, к которому присоединен факельный отвод 6, оборудованный задвижкой 16 и тройником 17, посредством которого факельный отвод 6 соединен с факельной линией 4, при этом факельный отвод 6 размещен между двумя параллельными выкидными линиями 10 на их общих якорных устройствах 12.

Кустовая обвязка газовых скважин работает следующим образом. Газ из пласта поступает по лифтовой колонне (не показано), одной из струн 9 фонтанной арматуры 8, выкидной линии 10, врезной линии 13 и факельной линии 4 на факельное устройство 18, где происходит сжигание газа в процессе освоения, отработки и вывода скважины на рабочий режим. После вывода скважины на рабочий режим газ направляют в газосборный коллектор 5 и далее на УКПГ (установку комплексной подготовки газа). При появлении давления в межколонном пространстве колонной головки 7 скважины 1 проводят работы по его снижению путем выпуска газа из межколонного пространства через межколонные отводы 14. Газ из межколонного пространства движется по межколонному отводу 14, тройнику 15, факельному отводу 6, задвижке 16, тройнику 17 и факельной линии 4 на факел, где сжигается на факельном устройстве 18. Этим достигается снижение межколонного давления, разгрузка колонной головки 7 и предотвращение разрушения устьевого оборудования и возникновения открытого газового фонтана и пожара на скважине. Сжигание газа, выпускаемого из межколонного пространства скважины повышает противофонтанную безопасность и надежность работы скважины, а также экологическую безопасность.

Заявляемая кустовая обвязка позволяет осуществлять эксплуатацию скважин с межколонными газопроявлениями, повысить надежность и противофонтанную безопасность работы таких скважин и куста скважин в целом.

Кустовая обвязка газовых скважин с межколонными газопроявлениями, включающая скважины с устьями, размещенными попарно на одной линии, струны фонтанных арматур размещены параллельно оси куста скважин, выкидные линии парных скважин размещены перпендикулярно оси куста скважин и закреплены на общих якорных устройствах, выкидные линии соединены с факельной линией и газосборным коллектором, межколонные пространства парных скважин оборудованы межколонными отводами, соединенными между собой посредством тройника, к которому присоединен факельный отвод, оборудованный задвижкой и тройником, посредством которого факельный отвод соединен с факельной линией, при этом факельный отвод размещен между двумя параллельными выкидными линиями на их общих якорных устройствах.

Основные схемы обвязки устья нефтяной скважины

Содержание статьи

Основные требования к устьевому оборудованию
Основные схемы обвязки устья нефтяной скважины
Упрощенная обвязочная схема
Схема обвязки нефтяной скважины при параметре ожидаемого давления ниже опрессовочного давления бурового шланга (меньше 15-ти мегапаскалей)

В состав устьевого оборудования входят противовыбросовые устройства и механизмы, обеспечивающие безопасное бурение, а также специальный комплект оборудования, обеспечивающий проведение работ по испытанию пластов.

В состав противовыбросового оборудования входят:

различные типы превенторов, которые могут быть плашечными, вращающимися и универсальными, которые оборудованы механизмами, обеспечивающими дистанционное и ручное управление;
трубопроводные обвязочные системы;
задвижки;
краны высокого давления.

Основные требования к устьевому оборудованию

Оборудование, используемое для обвязки устья нефтяной скважины (кустов скважин), должно давать возможность:

быстро и надежно герметизировать устье скважины или их кустов как при спущенном бурильном инструменте, так и при его отсутствии;
разряжать горную выработку в случаях повышения давления с помощью стравливания добываемого флюида (нефть или нефтяная эмульсия) посредством выкидных трубопроводов, работающих в условиях закрытых превенторов;
заменять газированную пластовую жидкость на промывочную (с заранее заданными параметрами) путем прямой и обратной циркуляции;
контролировать уровень давления в выработке в условиях закрытых превенторов;
отводить газ или пластовую жидкость от устья выработки на безопасное расстояние;
расхаживать и проворачивать инструмент в условиях герметизированного устья.

Основные схемы обвязки устья нефтяной скважины

Обвязка устья нефтяной скважины производится по приведенной ниже схеме. Эта схема и тип превентора должны отвечать требованиям, которые оговариваются техническим проектом и геолого-техническим нарядом, которые оформляются перед началом строительства скважин или их кустов.

Обвязка нефтяной скважины. Схема устья

Превентор плашечного типа;
Задвижка с гидроприводом;
Крестовина устьевая;
Манометр, оборудованный разрядным и запорным устройством, а также разделителем сред;
Превентор кольцевой;
Регулируемый дроссель с ручным приводом;
Задвижка с ручным приводом;
Потокогаситель;
Вспомогательный пульт;
Станция управления гидроприводом;
Клапан обратный;
Роторная установка;
Трубы бурильные;
Элеватор;
Головка устьевая;
Кран высокого давления.

Читать также: Вакуумное оборудование: бустерные насосы

Выкидные трубопроводы, отходящие от превенторов, должны быть направлены по прямой в противоположные стороны и оборудованы рабочей и резервной задвижкой, рассчитанной на высокое давление. Между ними ставится манометр, предельное значение давления в котором должно быть на 50 процентов выше ожидаемого.

Специальное контролирующее оборудование устья устанавливают на бурильную трубную колонну, для обеспечения контроля притока газа и жидкости и, в случае необходимости, для предотвращения выброса из трубы ствола газированной пластовой жидкости.

Устьевую головку, которая может быть как вертлюжного, так и неподвижного типа, либо цементировочную головку привинчивают к верхней бурильной трубе. Эта головка, при помощи подвижных шарнирных угольников подсоединяется к металлическому манифольду (с применением быстроразъемных соединений), Манифольд необходимо жестко закрепить с помощью опор к элементам буровой установки, чтобы исключить вибрацию трубопровода. Диаметр манифольда (выкидной линии) должен быть подобран в соответствии с диаметром ствола головки устья и с диаметром превенторного выкида.

Дополнительный трубопровод, идущий от устьевой крестовины, выводят из-под пола буровой установки. Он должен на конце иметь быстроразъемное соединение, которое в процессе бурения закрывают при помощи заглушки. Сама устьевая крестовина обвязывается задвижками, рассчитанными на высокое давление. Их назначение – перекрытие потока жидкости в дополнительную трубопроводную систему с целью отвода поступающей из пласта жидкости в специально приготовленную для этого ёмкость.

Длина отводного трубопровода должна быть:

Перед спуском в ствол испытателя пластов на трубах (ИПТ) необходимо провести опрессовку устьевой головки с манифольдом.

Для этого используется цементировочный агрегат, рассчитанный на полуторное по сравнению с ожидаемым пластовым давление. По окончании опрессовки гибкого манифольда, на боковых превенторных отводах необходимо закрыть задвижки, а кран устьевой головки и кран блока контрольных задвижек, предназначенных для мониторинга притока пластовой жидкости с помощью выхода воздуха из опущенного под воду в специальную емкость шланга, необходимо открыть.

Читать также: Что представляют собой буровые растворы для бурения нефтяных и газовых скважин?

Упрощенная обвязочная схема

Допустимо проведение испытания пласта, если устьевая головка установлена по упрощенной обвязочной схеме (см. далее), выше на четыре – пять метров, чем уровень стола ротора.

В таком случае перед началом проведения испытания необходимо подготовить специальную площадку и лестницу, чтобы иметь возможность экстренно закрыть на головке устья кран высокого давления.

Принцип работы и устройство фонтанной арматуры нефтяной скважины

Фонтанный способ эксплуатации нефтяных скважин подразумевает использование специализированного оборудовании и трубной обвязки устья. Это оборудование бывает как наземного (устьевая арматура), так и подземного (скважинного) типа. Далее мы рассмотрим основные аспекты фонтанной эксплуатации скважин и основные виды оборудования нефтяных скважин такого типа.

Содержание статьи

Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин
Значение фонтанных труб
Фонтанная арматура для нефтяных и газовых скважин

Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин

Главным процессом эксплуатации нефтяных скважин является подъем на поверхность от забоя нефтяной жидкости или природного газа.

Происходить этот процесс может и под действием природной энергии (Wп), которая поступает к забою скважины вместе с жидкостью или газом, и под действием энергии, которая вводится в скважину с поверхности (Wи).

Смесь нефтяной жидкости и попутного газа, после прохождения по стволу скважинной колонны, посредством специального устьевого оборудования направляется в специальные устройства, называемые сепараторами, в которых происходит разделение жидкой нефтяной составляющей от растворенного в ней газа, и на замерные устройства, определяющие количество полученного сырья.

После этого нефть закачивается в трубопроводы промыслового назначения. Чтобы обеспечить продвижение углеводородной смеси по этой трубопроводной системе, в устье скважины необходимо поддерживать определенное значение давления.

В связи с этим, общая формула энергетического баланса выглядит следующим образом:

Расшифруем незнакомые обозначения:

W1 – это энергия, которая тратится на подъем газожидкостной смеси от забоя до устья скважины;

Если значение Wи равно нулю, то такую эксплуатацию называют фонтанной. Если этот параметр имеет ненулевое значение, то говорят о механизированной нефтедобыче.

Фонтанирование нефтяной скважины, которое обеспечивается только гидростатическим давлением продуктивного пласта (Рпл), на практике при эксплуатации скважин нефтяных промыслов встречается редко. Чаще всего вместе с жидкой нефтью в продуктивном слое присутствует пластовый газ, который играет основную роль в процессе фонтанирования горной выработки.

Это утверждение верно и для тех месторождений, на которых явно выражен водонапорный режим. Такой режим характеризуется содержанием в нефти находящегося в растворенном состоянии газа, и этот газ в пределах продуктивного пласта из жидкости не выделяется.

Значение фонтанных труб

Даже при одинаковом количестве содержания газа в пласте, не каждая скважина способна фонтанировать. К примеру, если объема такого газа хватает для обеспечения фонтанирования в скважине 150-миллиметрового диаметра, то уже для диаметра в 200 миллиметров его может быть недостаточно.

Читать также: Виды насосов для добычи нефти и их характеристики

Газонефтяная смесь, которая продвигается по стволу скважины, выглядит как послойное чередование нефтяных и газовых прослоек. Поэтому, чем больше диаметр эксплуатационной трубной колонны, тем большее количество газа понадобится для подъема по ней нефтяной жидкости.

На практике встречались такие случаи, при которых скважины с большими диаметрами ствола (от 150-ти до 300 миллиметров), которые были пробурены на глубину с высокопродуктивными пластами, обладающими большим собственным давлением, отличались высоким дебитом, но даже в них фонтанирование чаще всего продолжалось весьма короткое время. Более того, в некоторых случаях скважины, пробуренные в продуктивные пласты с высокими давлениями, в обычных условиях не могут фонтанировать.

Фонтанирование таких скважин вызывается при помощи опускания в них так называемых лифтовых труб, диаметр которых достаточно мал.

В связи с этим, чтобы максимально рационально использовать энергию расширяющего газа, все горные выработки, на которых возможно появление фонтанирования, оборудуют перед освоением лифтовыми трубами, условные диаметры которых варьируются в пределах от 60-ти до 114-ти миллиметров. По этим трубам малых диаметров и происходит движение газожидкостной смеси в пробуренной скважине.

Подбор диаметра подъемных (лифтовых) труб происходит, как правило, опытным путем, и зависит от следующих факторов конкретной горной выработки:

ожидаемый дебит скважины;
значение давления в пласте;
глубина бурения;
конкретные условия эксплуатации.

Лифтовые трубы опускают в шахту до уровня фильтра эксплуатационной трубной колонны.

В процессе фонтанирования скважины через трубную колонну малого диаметра, показатель газового фактора уменьшается, что дает возможность продлить временной отрезок фонтанирования. Во многих случаях у скважины, фонтанирующей по трубной колонне диаметра 73, 89 или 114 миллиметров, сначала начинался режим периодических выбросов, а затем она совсем останавливалась. В таких случаях продолжительность фонтанирования продлевали заменой этих трубных колонн на фонтанные трубы меньших диаметров (33, 42, 48 и 60 миллиметров).

Применение таких малых диаметров является достаточно эффективным способом увеличения продолжительности фонтанирования скважин с малыми показателя дебита.

Фонтанная арматура для нефтяных и газовых скважин

Пробуренные скважины эксплуатационного назначения оборудуются забойной (находящейся в зоне нефтегазоносного пласта) и устьевой арматурой, которая располагается на поверхности.

Если же горные породы, составляющие продуктивный пласт, являются рыхлыми и неустойчивыми, то в таких случаях забой укрепляется обсадными трубами с дополнительным укреплением (при помощи цементирования) затрубной области. Нефтяной приток в скважину обеспечивается с помощью перфорации (пробивки отверстий) в обсадной трубе и цементном кольце, которые расположены на продуктивном горизонте (как правило, перфорируют из расчета десять отверстий на одном метре).

Правила эксплуатации скважин фонтанного типа требуют обеспечения герметичности их устья, организацию разобщения межтрубных пространств, организацию переправки получаемой продукции на сборные пункты, а также обеспечение возможности (в случае возникновения такой необходимости) полностью закрыть скважину под давлением. Для выполнения всех перечисленных выше требований на устье скважины с фонтанирующего типа ставится колонная головка и фонтанная арматура, оборудованная манифольдом.

Вообще оборудование любых скважин (не только фонтанных) должно обеспечить заданный режим отбора продукции и давать возможность проводить необходимые технологические операции по выполнению требований по охране недр, экологии окружающей среды, а также максимально снижать риск возникновения аварийных ситуаций.

Читать также: Как устроен куст нефтяных скважин?

Как мы уже сказали выше, такое оборудование делится на два вида:

подземное (скважинное);
устьевое (наземного расположения).

Наземным оборудованием является фонтанная арматура и трубопроводная система (манифольд).

Фонтанная арматура ставится на колонную головку устья. Такая арматура должна отвечать всем требованиям ГОСТ-а номер 13846-89.

Виды фонтанных арматур различаются по своим прочностным характеристикам и конструктивным особенностям, которые отражаются в шифре этого оборудования.

Фонтанная арматура состоит из трубной обвязки (головки) и так называемой фонтанной елки, оборудованной регулирующими и запорными устройствами.

Трубная обвязка представляет собой устанавливаемую на колонную обвязку часть арматуры, которая предназначена для:

Верхний конец скважинного трубопровода крепится с помощью катушки-трубодержателя, которая ставится на трубной головке. Возможно крепление такого трубопровода посредством муфты-трубодержателя, которая закрепляется в корпусе трубной головки.

Рабочее давление такой арматуры может быть 14-ть, 21-н, 35-ть, 70-ть, 105-ть и 140-к мегапаскаль. Сечение ствола варьируется от 50-ти до 150-ти миллиметров.
Конструкция фонтанной елки может быть тройниковой и крестовой. По критерию количества рядов спускаемых труб арматуру делят на одно- и двухрядную. Она может быть оборудована как задвижками, так и кранами.

Фонтанная арматура должна обеспечивать возможность замерять давление на верхнем елочном буфере, а также измерять температуру и давления скважинной среды в районе буфера бокового елочного отвода и на трубной головке. Стандарты предусматривают производство фонтанных арматур блочного типа и возможность доукомплектования (в случая необходимости) такой арматуры предохранительными автоматическими устройствами и другим оборудованием с дистанционным управлением.

Фонтанная елка устанавливается на трубную обвязку. Её основное назначение – регулирование потока среды и контроль за ним в самом скважинном трубопроводе, а также перенаправление этого потока в систему промысловых трубопроводов.

Если скважина оборудуется двумя колоннами насосно-компрессорных труб (НКТ) концентрического типа (двухрядный подъемник), то трубы больших диаметров подвешивают с помощью резьбового соединения на нижний тройник или крестовину, которые должны герметично закрывать затрубное пространство. Трубы меньших диаметров подвешивают на резьбу стволовой катушки (проводника), которые размещаются над тройником или крестовиной.

Применение двухструнной крестовой или тройниковой елочной конструкции целесообразно тогда, когда остановка скважины в процессе её эксплуатации является нежелательной. В качестве рабочей используется либо верхняя, либо любая из боковых струн, а запорное устройство, расположенное первым от ствола является запасным.

Читать также: Состав комплекса буровой установки для бурения нефтяных скважин

Сверху на елку устанавливается колпак (буфер), оборудованный манометром и трехходовым краном. При необходимости произвести в работающую скважину спуск какого-либо прибора или устройства, вместо колпака ставят лубрикатор.

Кустовая обвязка газовых скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к обвязкам газовых скважин, расположенных на кустовых площадках, при кустовом способе бурения и разработке месторождений. Обеспечивает повышение надежности и ремонтопригодности обвязки. Сущность изобретения: обвязка включает колонную головку, трубную головку с боковыми рабочим и резервным отводами, фонтанную елку с рабочей и резервной струнами, выкидные линии с измерительной установкой и сужающим устройством, факельную линию, газосборный коллектор. Устья скважин размещены на кустовой площадке на равном расстоянии друг от друга. Рабочие и резервные струны фонтанных елок размещены параллельно оси скважин. Сужающее устройство установлено на каждой выкидной линии перед местом ее соединения с газосборным коллектором. Выкидная линия оборудована клапаном-отсекателем. Факельная линия и газосборный коллектор направлены в противоположные друг от друга стороны. Измерительная установка, единая для всех скважин куста, размещена на газосборном коллекторе через байпасное соединение. 1 ил.

Известна кустовая обвязка для эксплуатации газовых скважин, включающая колонную головку, трубную головку с боковыми рабочим и резервным отводами, фонтанную елку с рабочей и резервной струнами, выкидные линии с измерительной установкой и сужающим устройством, факельную линию (Коротаев Ю.П. и др. Эксплуатация газовых скважин. - М.: Гостоптехиздат, 1961. - С.110-112).

Недостатком этой кустовой обвязки является недостаточная надежность, связанная с отсутствием возможности аварийного глушения скважин, а также большая вероятность загидрачивания выкидных линий в местах перехода горизонтального участка в вертикальный, низкая ремонтопригодность из-за размещения выкидных линий в подземном исполнении.

Известна обвязка куста эксплуатационных газоконденсатонефтяных скважин, содержащая ряд скважин, оборудованных технологическими линиями и запорной арматурой (пат. 2223399 РФ, МПК 7 Е 21 В 47/00, опубл. 2004.02.10).

Причинами, препятствующими достижению требуемого технического результата известным техническим решением, являются затруднения при осуществлении эксплуатации и ремонта газовых скважин, расположенных на кустовой площадке.

Задача, стоящая при создании кустовой обвязки, состоит в повышении надежности и ремонтопригодности.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания кустовой обвязки, состоит в обеспечении возможности аварийного глушения скважин и производства ремонтных работ выкидной линии с минимальными капитальными и эксплуатационными затратами.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известной кустовой обвязке газовых скважин, включающей устья скважин, расположенных на одной кустовой площадке и оборудованных колонной головкой, трубной головкой с боковыми рабочим и резервным отводами, фонтанной елкой с рабочей и резервной струнами, содержащей выкидные линии с измерительной установкой и сужающим устройством, факельную линию, газосборный коллектор, особенностью является то, что устья скважин размещены на кустовой площадке на равном расстоянии друг от друга, рабочие и резервные струны фонтанных елок размещены параллельно оси скважин, сужающее устройство установлено на каждой выкидной линии перед местом ее соединения с газосборным коллектором, при этом выкидная линия оборудована клапаном-отсекателем, факельная линия и газосборный коллектор направлены в противоположные друг от друга стороны, а измерительная установка, единая для всех скважин куста, размещена на газосборном коллекторе через байпасное соединение.

На чертеж схематично изображена заявляемая кустовая обвязка газовых скважин.

Кустовая обвязка газовых скважин состоит из колонных головок 1, трубных головок 2 с боковыми рабочим 3 и резервным 4 отводами, фонтанных елок 5 с рабочей 6 и резервной 7 струнами, выкидными линиями 8 с клапаном-отсекателем 9 и сужающим устройством 10, горизонтальной факельной линии 11 и газосборного коллектора 12. Устья скважин размещены на кустовой площадке на равном расстоянии друг от друга. Рабочие 6 и резервные 7 струны фонтанных елок 5 размещены параллельно оси скважин. При этом к отводам резервных струн 7 фонтанных елок 5 и к боковому резервному отводу 4 трубных головок 2 присоединены две задавочные линии 13, которые направлены перпендикулярно оси скважин в противоположную от газосборного коллектора 12 сторону. Резервная 7 и рабочая 6 струны фонтанной елки 5 сообщаются между собой соединительной линией 14, на которой размещена отсекающая задвижка 15. Боковой рабочий отвод 3 трубной головки 2 присоединен к выкидной линии 8.

Выкидные линии 8 размещены перпендикулярно оси скважин, одним концом они присоединены к рабочим струнам 6 фонтанных елок 5, а другим - к газосборному коллектору 12.

Горизонтальная факельная линия 11 присоединена к выкидной линии 8 через врезную линию 16 и направлена в противоположную сторону от газосборного коллектора 12. В месте соединения врезной линии 16 с выкидной линией 8 размещена отсекающая задвижка 17. На конце горизонтальной факельной линии 11 установлено горизонтальное факельное устройство 18.

На газосборном коллекторе 12 размещен байпас 19, на котором установлена измерительная установка 20.

Кустовая обвязка газовых скважин работает следующим образом. Газ из пласта по лифтовой колонне, рабочей струне 6 фонтанной елки 5, выкидной линии 8, врезной линии 16 и горизонтальной факельной линии 11 поступает на горизонтальное факельное устройство 18, где происходит сжигание газа в процессе освоения, отработки и вывода скважины на рабочий режим. При этом задвижка 21 на резервной струне 7 фонтанной елки 5, задвижка 15 на соединительной линии 14, задвижка 22 на боковом рабочем отводе 3 трубной головки 2 и задвижка 23 на выкидной линии 8, расположенной после места присоединения к ней врезной линии 16, закрыты.

После вывода скважины на рабочий режим закрывают задвижку 17 на врезной линии 16, открывают задвижку 23 на выкидной линии 8 и газ направляют в газосборный коллектор 12 и далее на УКПГ (установку комплексной подготовки газа).

Для проведения газодинамических исследований и отбора проб твердой и жидкой фазы, находящейся в газовом потоке, поток газа направляют через байпас 19 и измерительную установку 20. Газодинамические исследования проводятся с выпуском газа в газопровод.

После окончания исследований газовый поток вновь направляют через газосборный коллектор 12, отсекая байпас 19 и минуя измерительную установку 20.

Глушение скважины перед проведением на ней ремонтных работ производится путем подачи задавочной жидкости через задавочные линии 13 от насосных установок в скважину.

Для аварийного отключения скважины от газосборного коллектора 12 предназначен клапан-отсекатель 9, а для выравнивания величин отборов газа от скважин - сужающее устройство 10.

Заявляемая кустовая обвязка позволяет осуществлять эксплуатацию и ремонт газовых скважин, расположенных на кустовой площадке. Она обеспечивает противофонтанную безопасность работ, проводимых на кусте газовых скважин, в том числе обеспечивает аварийное глушение скважин при возникновении открытого фонтана через задавочные линии 13. Повышает ремонтопригодность выкидных линий 8 за счет размещения их в надземном исполнении, что обеспечивает свободный доступ ремонтного и обслуживающего персонала к ним. Устраняет загидрачивание выкидных линий за счет устранения мест перехода горизонтальных участков в вертикальные.

Кустовая обвязка газовых скважин, включающая устья скважин, расположенных на одной кустовой площадке и оборудованных колонной головкой, трубной головкой с боковыми рабочим и резервным отводами, фонтанной елкой с рабочей и резервной струнами, содержащей выкидные линии с измерительной установкой и сужающим устройством, факельную линию, газосборный коллектор, отличающаяся тем, что устья скважин размещены на кустовой площадке на равном расстоянии друг от друга, рабочие и резервные струны фонтанных елок размещены параллельно оси скважин, сужающее устройство установлено на каждой выкидной линии перед местом ее соединения с газосборным коллектором, при этом выкидная линия оборудована клапаном-отсекателем, факельная линия и газосборный коллектор направлены в противоположные друг от друга стороны, а измерительная установка, единая для всех скважин куста, размещена на газосборном коллекторе через байпасное соединение.

Обвязка газовых скважин

Изобретение относится к области механики, а именно к техническим трубопроводам и может быть использовано в добывающей промышленности, в частности для соединения устьевого оборудования с общей линией сбора газа и газового конденсата, а также для дозированной подачи метанола в устьевую арматуру. Обвязка газовых скважин, содержащая задвижки, коллекторы, фланцы, блок подачи ингибитора, расходомерное устройство, обратные клапана, включает в себя блок подключения к общекустовым линиям. При этом блок подключения к общекустовым линиям, блок подачи ингибитора, расходомерные устройства, трубопроводы и коллекторы соединены между собой посредством фланцевых соединений при помощи шпилек и гаек. Блок подключения к общекустовым линиям содержит раму с установленными на ней сваренными коллекторами, задвижками и обратными клапанами, закрепленными на раме хомутами. Блок подачи ингибитора выполнен в виде рамы с установленными на ней приборами и подводящим коллектором. Трубопроводы включают в себя линии задавки, линии отбора газа, линию подачи метанола. Предлагаемая конструкция обвязки газовых скважин позволяет последовательно производить монтаж и запускать в работу общекустовые линии сбора газа, выхода на свечу, подачи ингибитора и каждую обвязанную газовую скважину по мере готовности, обеспечивающую при этом герметичность общекустовых линий. Исключение сварных соединений позволяет облегчить и ускорить процесс монтажа обвязки газовых скважин и ее ремонт. 6 ил.

Изобретение относится к области механики, а именно к техническим трубопроводам, и может быть использовано в добывающей промышленности, в частности для соединения устьевого оборудования с общей линией сбора газа и газового конденсата, а также для дозированной подачи метанола в устьевую арматуру.

Известна обвязка газовой скважины, включающая в себя тройник, переход, отвод, штуцер, трубу, фланец и состоящая из восемнадцати узлов обвязки газовой скважины (Патент РФ №2255202, опубл. 27.06.2005 г.).

Известна обвязка газовой скважины, включающая в себя тройник, переход, отвод, штуцер, трубу, фланец и состоящая из семнадцати узлов обвязки газовой скважины (Патент РФ №2269645, опубл. 10.02.2006 г.).

Данные конструкции обвязки газовых скважин позволяют производить монтаж и запускать в работу общекустовые линии сбора газа, подачи ингибитора, выхода на факел только после обвязки всех скважин куста.

Задачей изобретения является разработка конструкции обвязки газовых скважин, позволяющей последовательно производить монтаж и запускать в работу общекустовые линии сбора газа, выхода на свечу, подачи ингибитора и каждую обвязанную газовую скважину по мере готовности, обеспечивающую при этом герметичность общекустовых линий. Кроме того, задачей изобретения является замена сварных соединений в конструкции обвязки газовых скважин на фланцевые, что значительно упрощает ее ремонт.

Поставленная задача достигается тем, что обвязка газовых скважин, содержащая задвижки, коллекторы, фланцы, блок подачи ингибитора, расходомерное устройство, обратные клапана, включает в себя блок подключения к общекустовым линиям. При этом блок подключения к общекустовым линиям, блок подачи ингибитора, расходомерные устройства, трубопроводы и коллекторы соединены между собой посредством фланцевых соединений при помощи шпилек и гаек. Блок подключения к общекустовым линиям содержит раму с установленными на ней сваренными коллекторами, задвижками и обратными клапанами, закрепленными на раме хомутами. Блок подачи ингибитора выполнен в виде рамы с установленными на ней приборами и подводящим коллектором. Трубопроводы включают в себя линии задавки, линии отбора газа, линию подачи метанола.

Изобретение обвязка газовых скважин поясняется подробным описанием и чертежами, на которых:

Фиг.1 - изображает общий вид обвязки газовых скважин;

Фиг.2 - изображает увеличенный вид А обвязки газовых скважин;

Фиг.3 - изображает увеличенный вид Б обвязки газовых скважин;

Фиг.4 - изображает увеличенный вид В обвязки газовых скважин;

Фиг.5 - изображает увеличенный и повернутый вид Г обвязки газовых скважин;

Фиг.6 - изображает увеличенный и повернутый вид Д обвязки газовых скважин.

Обвязка газовых скважин состоит из блока подключения к общекустовым линиям 1 (Фиг.1), блока подачи ингибитора 2, расходомерных устройств 3 трубопроводов 4-23 и коллекторов 24, 25 соединенных между собой посредством фланцевых соединений при помощи шпилек и гаек.

Блок подключения к общекустовым линиям содержит раму 26 (Фиг.2) с симметрично установленными на ней узлами 27, 28 (Фиг.1), каждый из которых включает в себя коллектор 29 и 30, задвижки 31, 32 и обратный клапан 33 и закреплен на раме хомутами. Коллектор 30 снабжен двумя тройниками и фланцем. Также на раме 26 установлен и закреплен хомутами коллектор 34, выполненный в виде отрезка трубы, при помощи сварки соединенного с фланцем, последний соединен с фланцем задвижки 35.

Блок подачи ингибитора включает в себя раму 36 с установленными на ней приборами 37, 38 и коллекторы 39.

Трубопроводы 4-23 (Фиг.1) и коллекторы 24, 25 (Фиг.1, 5) выполнены в виде отрезков трубы необходимой длины и отводов, соединенных между собой при помощи сварки, и фланцев, установленных на обоих концах трубопровода при помощи сварки.

Трубопроводы 4 и 5 одними из своих фланцев соединены с фланцами блока подключения к общекустовым линиям 1, а другие их фланцы соединены с фланцами расходомерных устройств 3. Трубопроводы 7, 8 одними из своих фланцев соединены со свободными фланцами расходомерных устройств 3. Трубопроводы 7, 11, коллектор 24а и последовательно соединены между собой при помощи шпилек и гаек. Коллектор 24а соединен своим свободным фланцем с фланцем выкидной линии фонтанной арматуры ФА2 (Фиг.1). Трубопроводы 8, 14, коллектор 25а последовательно соединены между собой при помощи шпилек и гаек. Коллектор 25а соединен своим свободным фланцем с фланцем выкидной линии фонтанной арматуры ФА2.

Трубопроводы 4, 7, 11, коллектор 24а и трубопроводы 8, 14, коллектор 25а образуют линии сбора газа.

Трубопровод 6 одним из своих фланцев соединен при помощи шпилек и гаек с фланцем задвижки коллектора 35, а вторым фланцем соединен с фланцем блока распределения метанола, также при помощи шпилек и гаек. Трубопровод 6 соединен при помощи шпилек и гаек с трубопроводом 9 и они образуют линию подачи метанола.

Трубопроводы 20-23 (Фиг.1, 4) снабжены задвижками 40.

Трубопроводы 20, 16, 10 и коллектор 24в соединены последовательно между собой при помощи шпилек и гаек и образуют линию задавки газовых скважин.

Трубопроводы 21, 17, 12 и коллектор 24б соединены последовательно между собой при помощи шпилек и гаек и также образуют линию задавки газовых скважин.

Трубопроводы 22, 18, 13 и коллектор 25в соединены последовательно между собой при помощи шпилек и гаек и образуют линию задавки газовых скважин.

Трубопроводы 23, 19, 15 и коллектор 24б соединены последовательно между собой при помощи шпилек и гаек и также образуют линию задавки газовых скважин.

Обвязка газовых скважин монтируется следующим образом.

Предварительно блок подключения к общекустовым линиям 1 устанавливается на опоры и тройники 41, 42 обоих его узлов и 43 (Фиг.2) соединяются при помощи сварки к общекустовым линиям: сбора газа 44, выхода на факел 45, подачи ингибитора 46 (Фиг.1). После чего задвижки обоих узлов блока подключения к общекустовым линиям 31,32 и задвижка 35 перекрываются и обеспечивают герметичность общекустовых линий при проведении последующих работ на скважинах куста. Таким образом может быть выполнена установка блоков подключения скважин к общекустовым линиям всех запланированных скважин и запуск их в работу по мере их готовности.

После установки на скважинах фонтанных арматур ФА1, ФА2 (Фиг.1) производится монтаж непосредственно обвязки газовых скважин, все соединения в которой выполняются при помощи шпилек и гаек.

На опоры устанавливается блок распределения метанола 2.

К фланцам верхних струн фонтанных арматур присоединяются коллектора 24а и 25а, 24б и 25б (Фиг.1, 5).

Коллектора 24а и 25а соединяются последовательно с трубопроводами 11, 7 и 14, 8 соответственно.

Блок распределения метанола 2 (Фиг.1) посредством коллекторов 39 (Фиг.3) подключается к линиям сбора газа.

Свободными фланцами коллектора 7 и 11 соединяются с фланцами расходомерных устройств 3, свободные фланцы которых соединяются с фланцами двух узлов блока подключения к общекустовым линиям 1.

Трубопровод 9 одним из своих фланцев соединяется с фланцем блока распределения метанола 2, а вторым фланцем с трубопроводом 6, последний соединяется с фланцем задвижки 35 (Фиг 2) блока подключения к общекустовым линиям 1 (Фиг.1).

К фланцам нижних струн фонтанных арматур присоединяются коллектора 24в и 25в.

Коллектора 24б и 25б соединяются последовательно с трубопроводами 12, 17, 21 и 15, 19, 23 соответственно.

Коллектора 24в и 25в соединяются последовательно с трубопроводами 10, 16, 20 и 13, 18, 22 соответственно.

Далее производится опрессовка обвязки газовых скважин на испытательное давление и запуск в производство.

Коллекторы 20-23 подключаются при необходимости к аппарату для задавки скважины.

Разработанная конструкция обвязки газовых скважин позволяет последовательно производить монтаж и запускать в работу общекустовые линии сбора газа, выхода на свечу, подачи ингибитора и каждую обвязанную газовую скважину по мере готовности, обеспечивающую при этом герметичность общекустовых линий. Исключение сварных соединений позволяет облегчить и ускорить процесс монтажа обвязки газовых скважин и ее ремонт.

Обвязка газовых скважин, содержащая задвижки, коллекторы, фланцы, блок подачи ингибитора, расходомерное устройство, обратные клапана, отличающаяся тем, что включает в себя блок подключения к общекустовым линиям, при этом блок подключения к общекустовым линиям, блок подачи ингибитора, расходомерные устройства, трубопроводы и коллекторы соединены между собой посредством фланцевых соединений, при помощи шпилек и гаек, при этом блок подключения к общекустовым линиям содержит раму с установленными на ней сваренными коллекторами, задвижками и обратными клапанами, закрепленными на раме хомутами, кроме того, блок подачи ингибитора выполнен в виде рамы с установленными на ней приборами и подводящим коллектором, при этом трубопроводы включают в себя линии задавки, линии отбора газа, линию подачи метанола.

Читайте также: