Обвязка устья нефтяной скважины
Обновлено: 07.07.2024
21 устьевое оборудование глава бурящихся скважин
Устьевое оборудование — это комплекс оборудования, предназначенного для обвязки обсадных колонн, герметизации устья скважины при возникновении проявлений в процессе бурения, капитального ремонта, герметизации устья и регулирования режима работы скважины в процессе ее эксплуатации. Условно все устьевое оборудование делят на оборудование, применяемое при бурении скважины и при ее эксплуатации. В состав устьевого оборудования, участвующего в обвязке устья в процессе бурения скважины, входят колонная головка и противовыбросовое оборудование, состоящее из следующих основных узлов: крестовины, превенторов, над-превенторной катушки, разъемного желоба, манифольда, гидроуправления превенторами и задвижками, ручных приводов.
Колонная головка, с помощью которой обвязываются обсадные колонны в процессе бурения, служит также основанием для установки фонтанной арматуры; она остается на скважине на весь период эксплуатации. В состав эксплуатационного устьевого оборудования также входят: фонтанная арматура; манифольд фонтанной арматуры; приспособление для замены задвижек под давлением; лубрикатор, применяемый при исследованиях скважин; комплект задвижек, переводников и других деталей, необходимых для монтажа и обвязки устьевого оборудования.
21.1. КОЛОННЫЕ ГОЛОВКИ
Колонные головки предназначены для обвязки обсадных колонн газовых и нефтяных скважин. Они обеспечивают подвеску колонн, герметизацию межколонных пространств и контроль давления в них, проведение таких технологических операций, как снижение давления в межколонном пространстве, закачка цемента или других тампонажных материалов в межколонное пространство и т.п.
Конструкция колонной головки должна обеспечивать: 1) надежную герметизацию межколонных пространств; 2) контроль за давлением в межколонном пространстве; 3) быстрое и надежное закрепление обсадных колонн; 4) универсальность, т.е. возможность крепления к одной колонной головке обсадных колонн разных диаметров; 5) предохранение устьевой части обсадных колонн от повышенного изнашивания при работе бурильным инструментом; 6) возможность вертикального перемещения обсадных колонн при высоких температурах в скважине; 7) высокую надежность работы подвесок и узлов уплотнений во время бурения и длительной эксплуатации скважины; 8) минимально возможную высоту; 9) достаточную прочность с учетом действия различных нагрузок.
Кроме того, для осложненных условий бурения отдельные детали колонной головки должны быть коррозионно-стойкими, если в продукции скважины предполагаются корродирующие вещества; при бурении на Севере головка должна быть приспособлена для работы в условиях, где возможно понижение температуры до —60 °С; при морском бурении должна обеспечиваться возможность ее установки на дне моря при глубинах более 200 м.
В настоящее время отечественные заводы выпускают колонные головки двух типов — КГ и ОКК. В эксплуатации имеются колонные головки типа ООЕ и ОКМ. Рассмотрим колонные головки типа КГ на примере колонной головки КГ-4х70.
КОЛОННАЯ ГОЛОВКА КГ-4х70
Головка КГ-4х70 предназначена для обвязки между собой четырех обсадных колонн, герметизации и контроля межколонных пространств, регулирования режима работы при бурении и эксплуатации неф-
тяных и газовых скважин глубиной 4000 м и более с рабочим давлением до 70 МПа в отсутствие в продукции коррозийных составляющих. Модель КГ-4х70 расшифровывается следующим образом: К — колонная; Г — головка; 4 — число обвязываемых обсадных колонн; 70 — рабочее давление, МПа.
Колонная головка (рис. 21.1) состоит из следующих основных частей: тройника 13 с клиновой подвеской 12 для подвешивания колонны обсадных труб диаметром 324 мм, пакерного устройства 10, крестовины 9 с подвеской 7 для подвешивания колонны обсадных труб диаметром 245 мм, пакерного устройства 6, крестовины 5 с подвеской 3 для подвешивания колонны обсадных труб диаметром 168 мм, пакерного устройства 2, фланца 1, обратных клапанов 11, разрядных пробок 17. Тройник 13 включает корпус и отвод. Корпус тройника — отливка из стали марки 35ХМЛ (ГОСТ 977 — 88), в средней части которой имеется отверстие для присоединения отвода, а в верхней части выполнены расточки диаметром 415 мм под подвеску 12 диаметром 425 мм для установки крышки подвески пакерного устройства. Отвод представляет собой патрубок с краном 14 высокого давления. Отвод присоединяется к корпусу тройника на резьбе и служит для технологических работ при бурении.
Крестовина 9 — отливка из стали 35ХМЛ (ГОСТ 977 — 88). Ее нижний фланец имеет расточку диаметром 415 мм под пакерное устройство 10. Верхний фланец имеет расточку диаметром 345 мм под подвеску 7 и расточку диаметром 355 мм под пакерное устройство 6. В средней части к корпусу крестовины с одной стороны с помощью шпилек присоединена заглушка 15 с патрубком и краном высокого давления, с другой стороны — заглушка 8 с вентилем 4. При затяжке крестовины 9 пакерное устройство
10, деформируясь, герметизирует пространство между корпусом крестовины и колонной диаметром 324 мм. Крестовина 5 — это отливка из стали 35ХМЛ (ГОСТ 977 — 88). Нижний фланец имеет расточку диаметром 345 мм под пакерное устройство 6. Верхний фланец имеет расточку диаметром 227 мм под подвеску 3 и расточку диаметром 237 мм под пакерное устройство 2. В средней части к корпусу крестовины присоединяется заглушка 8 с вентилем 4, с другой стороны — задвижка 16. При затяжке крестовины 5 пакер устройства 6, деформируясь, герметизирует пространство между корпусом крестовины и колонной диаметром 245 мм. Герметизация колонны диаметром 168 мм происходит при затяжке фланца 1 деформирующимся при этом пакерным устройством 2.
Подвеска (рис. 21.2), применяемая для установки в колонной головке, — клиновая одноступенчатая, состоит из корпусов 4, плашек 1, полуколец 5, серег 7, винтов 2 и 8, ручек 3, штифтов 6.
Пакерное устройство (рис. 21.3) служит для герметизации затрубного пространства в колонной головке. Оно состоит из крышки подвески 3, нажимного кольца 1, уплотнительного кольца 4 и пакера 2.
КОЛОННЫЕ ГОЛОВКИ ТИПА ОКК
Головки типа ОКК изготовляют на давление 35 МПа трех типов: ОКК1, ОКК2, ОКК3. Головки типа ОКК1 применяют для обвязки двух колонн (кондуктор, эксплуатационная), типа ОКК2 — для обвязки трех колонн (кондуктор, промежуточная, эксплуатационная), типа ОКК3 — для обвязки четырех колонн.
Модель ОКК1-35-146х219 расшифровывается следующим образом:
О — оборудование; К — колонны; К — клиновое; 1 — схема (модель); 35 — рабочее давление, МПа; 146 — диаметр эксплуатационной колонны, мм; 219 — диаметр кондуктора, мм.
Колонная головка типа ОКК1 (рис. 21.4) состоит из корпуса 4, клиновой подвески 3, двухъярусного пакерного устройства 2. Корпус имеет цилиндрическую расточку, в которую устанавливают нижний ярус пакерного устройства. Во фланце корпуса имеется отверстие, в которое ввинчивают нагнетательный клапан 6. Отверстия в нижней части корпуса служат для установки манифольда колонной головки 5. Пакерное устройство 2 состоит из двух ярусов, каждый из которых включает два металлических кольца и одно Н-образное резиновое уплотнение. Клиновая подвеска состоит из трех клиньев, связанных между собой шарнирами и имеющих возможность синхронного перемещения.
Предохранительная втулка 1 защищает верхнюю часть эксплуатационной колонны от механических повреждений при спускоподъемных операциях.
Порядок монтажа колонной головки. После спуска и цементирования кондуктора на него навинчивают корпус колонной головки. Обвязывают устье противовыбросовым оборудованием согласно утвержденной схеме и продолжают бурение под эксплуатационную колонну. После окончания бурения и спуска эксплуатационной колонны собирают клиновую подвеску на последней трубе колонны, подвешенной на талевой системе, и опускают. Под собственным весом клиновая подвеска свободно скользит по трубе и занимает свое место в корпусе колонной головки, колонну сажают на клинья. Эксплуатационную колонну цементируют, затем внутреннюю
Рис. 21.4. Колонная головка ОКК1
полость корпуса колонной головки промывают водой на свободной слив через манифольд колонной головки.
После ОЗЦ снимают противовыбросовое оборудование, труборезкой отрезают трубу на высоте 120 мм от верхнего фланца корпуса. Устанавливают пакерное устройство, предварительно смазав резиновый уплотнитель смазочным материалом ЛЗ-162. Далее монтируют крестовину фонтанной арматуры 7 (см. рис. 21.4). Нагнетательный клапан 8 на фланце крестовины фонтанной арматуры до затяжки шпилек должен быть отвинченным (после затяжки ввинтить). Опрессовывают колонную головку вместе с эксплуатационной колонной на давление, соответствующее максимально допустимому внутреннему давлению колонны. Затем опрессовывают колонную головку на герметичность уплотнений смазочным материалом ЛЗ-162. Для этого отвинчивают колпак нагнетательного клапана 8, вставляют в отверстие клапана толкатель и завинчивают колпак до упора, при этом толкатель отведет шарик клапана от посадочного места и создаст зазор. Отвинчивают колпак клапана 6 и вместо него ввинчивают наконечник нагнетателя смазочного материала НС-6х350. Закачивают СМ до того момента, пока он не появится из клапана 8. Вынимают толкатель из клапана 8 и поднимают давление до допустимого наружного давления колонны. По окончании опрессовки давление сбрасывают. В обоих случаях давление опрессовки не должно превышать давление, указанное в паспорте.
КОЛОННАЯ ГОЛОВКА ТИПА ОКМ
Головка типа ОКМ (рис. 21.5) состоит из корпуса 1, специальной муфты 4, фланца 3 под фонтанную арматуру, патрубка 7 с фланцем, проходного крана 8, стопорных винтов 2, резиновых уплотнительных колец 5 и манжеты 6.
Специальную муфту навинчивают на последнюю трубу эксплуатационной колонны и устанавливают в корпусе, навернутом на кондуктор. Уплотнение пространства между корпусом и специальной муфтой осуществляют с помощью двух резиновых колец и одной самоуплотняющейся резинотканевой манжеты. Шесть стопорных винтов в верхнем фланце корпуса предназначены для фиксации специальной муфты и подвешенной на ней эксплуатационной колонны от осевого смещения вверх, вызванного температурным удлинением колонны при эксплуатации скважины. Фланец под фонтанную арматуру укреплен на муфте с помощью резьбы.
В корпусе колонной головки имеются два боковых отверстия, одно из которых заглушают пробкой, а в другое ввинчивают патрубок с фланцем, к которому подсоединяют кран и свободный фланец. Во фланце патрубка устанавливают вентиль с манометром для контроля давления в межтрубном пространстве.
Порядок монтажа. Корпус колонной головки навинчивают на резьбу верхней трубы кондуктора. Для предотвращения механических повреждений внутренней корпусной поверхности корпуса при спускоподъемных операциях в корпусе устанавливают предохранительную втулку, которая фиксируется шестью стопорными винтами. На корпусе головки монтируют
противовыбросовое оборудование и продолжают бурение под эксплуатационную колонну.
Перед спуском эксплуатационной колонны предохранительную втулку извлекают с помощью труболовки. При спуске эксплуатационную колонну не доводят до проектной глубины на 4 — 8 м и сажают на спайдер или элеватор. После этого на последнюю трубу навинчивают специальную муфту без фланца под фонтанную арматуру. С помощью допускной трубы, которую ввинчивают в верхнюю резьбу специальной муфты, последнюю сажают на коническую поверхность корпуса колонной головки и фиксируют там стопорными болтами.
После окончания цементирования эксплуатационной колонны и ОЗЦ колонную головку на устье скважины опрессовывают на давление, допустимое для опрессовки эксплуатационной колонны. Результаты опрессовки оформляются актом.
После опрессовки демонтируют противовыбросовое оборудование и на верхний конец муфты специальной навинчивают фланец под фонтанную арматуру.
Техническая характеристика колонных головок тина ОКМ
Шифр оборудования. ОКМ1-140— 146x219;
Условный диаметр прохода, мм:
КОЛОННАЯ ГОЛОВКА ТИПА ООК
В эксплуатации находятся колонные головки ООК1, ООК2, ООК3. Головки ООК1 применяют для обвязки двух колонн (кондуктор, эксплуатационная), ООК2 — для обвязки трех колонн (кондуктор, промежуточная, эксплуатационная), ООК3 — для обвязки четырех колонн.
Модель ООК-1-21-146х219 расшифровывается следующим образом:
О — оборудование; О — обсадных; К — колонн; 1 — схема (модель); 21 — рабочее давление, МПа; 146 — диаметр эксплуатационной колонны, мм; 219 — диаметр кондуктора, мм.
Рассмотрим устройство и порядок монтажа колонной головки ООК2 (рис. 21.6). Колонная головка состоит из двух секций: нижней и верхней. Основные детали нижней секции: корпус 8; клиновая подвеска 7, состоящая из трех клиньев, связанных между собой шарнирами; катушка 6. В корпусе имеются два отверстия, в одно из которых ввинчивают манифольд для контроля межколонного пространства, другое заглушено пробкой. Основными деталями верхней секции являются корпус 4, который навинчивают на патрубок 5, клиновая подвеска 3, пакер 2 для герметизации меж-трубного пространства промежуточной и эксплуатационной колонн, катушка 1.
Корпус 8 приварен к кондуктору ручным электродуговым способом на постоянном токе электродами ОММ5 или СМ типа Э-42 изнутри и снаружи плотным швом 12x12 в два-три прохода. Промежуточная колонна посажена на клиновую подвеску 7 и приварена к катушке 6 сплошным швом 10x10 в два-три прохода. Эксплуатационную колонну после подвески на клинья 3 и монтажа пакера 2 приваривают к катушке 1.
ВОДООТДЕЛЯЮЩЕЙ КОЛОННЫ И КОНДУКТОРА ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН С САМОПОДЪЕМНЫХ БУРОВЫХ УСТАНОВОК
При бурении скважин с самоподъемных буровых установок (СПБУ) на шельфе холодных морей возникает необходимость планового покидания точки бурения (зимний отстой), а также экстремального (шторм, тяжелая ледовая обстановка) и последующего возврата на точку бурения в целях завершения работ на скважине. Для этого при бурении скважин с СПБУ колонны обвязывают на уровне дна моря и на специальной палубе установки, а межколонное пространство от донной до палубной подвески не цементируют. При необходимости ухода установки с точки устье скважины герметизируют, колонны отсоединяют от донной подвески и поднимают на СПБУ. Из-за отсутствия цементного камня в межколонном пространстве возникает проблема неравномерного теплового удлинения колонн. Водоотделяющая колонна охлаждается холодной водой моря, а кондуктор при бурении под техническую колонну нагревается выходящим из скважины буровым промывочным раствором и, удлиняясь, поднимает ОП, отрывая его от опорного торца водоотделяющей колонны, что приводит к разрушению устья. Эту проблему решают с помощью колонной головки фирмы «Камерон». Но при бурении при глубинах моря свыше 70 м кондуктор в интервале от донной до палубной подвески под собственным весом и весом ОП становится полностью неустойчивым и, изгибаясь по спирали, ложится внутри водоотделяющей колонны. Тепловое удлинение приводит к разрушению кондуктора внутри водоотделяющей колонны. Возникает необходи-
Рис. 21.7. Узел обвязки водоотделяющей колонны и кондуктора
мость посадки кондуктора с натягом на водоотделяющую колонну.
Решение этой проблемы с помощью колонной головки фирмы «Камертон» не предусмотрено.
В Украинской военизированной части разработана, а на заводе «Красный молот» изготовлена колонная головка, которая обеспечивает свободное поднятие кондуктора при тепловом удлинении, а также позволяет с натягом посадить кондуктор на клиньях на водоотделяющую колонну.
Обвязку водоотделяющей колонны и кондуктора выполняют в следующем порядке (рис. 21.7):
после спуска кондуктора 2 и цементирования его до донной подвески водоотделяющую колонну 6 отрезают на необходимой высоте;
подвеску 5 устанавливают на водоотделяющую колонну; после натяжения кондуктор сажают на клинья 4; отрезают кондуктор и монтируют крестовину 1; приваривают ребра 3 к крестовине 1 и подвеске 5;
на крестовину 1 устанавливают ОП и осуществляют бурение под техническую колонну.
Основные параметры одно- и двухфланцевых колонных головок, установленные ГОСТ 30196 — 94, приведены в табл. 21.1 и 21.2.
Фланцевые соединения колонных головок соответствуют требованиям ГОСТ 28919 — 91. Они обеспечивают соединение между собой, установку блока превенторов противовыбросового оборудования или фонтанной арматуры без дополнительных переходных деталей.
Основные нараметры однофланцевых колонных головок
Условный диаметр прохода верхнего фланца, мм
Рабочее давление, МПа
Условный диаметр обсадных труб, на которые устанавливается колонная головка, мм
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.
Как вы думаете, что будет с нефтью в 2020 году?
Всего проголосовавших: 31 104
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.
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: Типы и характеристики погрузчиков для складаКак 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.
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.
Устьевое оборудование скважин, эксплуатируемых штанговой насосной установкой
Конструкция самоуплотняющегося устьевого сальника позволяет поднимать на поверхность плунжер или вставной насос без разъединения линий и снятия тройника.
Сальниковый шток подвешивают к головке балансира станка-качалки с помощью канатной подвески ПКН (подвеска канатная нормального ряда).
Основными приводными механизмами штанговых насосов являются станки-качалки типа СКН или СК, которые устанавливаются на приустьевой площадке скважины.
Устройство конструкции нефтяной скважины
Конструкция нефтяной скважины зависит от конкретного региона и описывается проектом. Она должна обеспечивать беспрепятственное бурение глубину, необходимую для того, чтобы вскрыть продуктивный нефтяной или газовый пласт на месторождении.
Содержание статьи- Устройство нефтяной скважины
- Методы вскрытия продуктивного пласта
- Виды скважин
Конкретная схема разрабатывается с учетом нескольких факторов, к которым относятся:
- геологическое строение;
- методы бурения;
- прямое назначение;
- технология вскрытия нефтегазоносных пластов;
- требования техники безопасности.
От грамотного и правильного проекта зависят не только надежность конструкции, но и её стоимость, дебет и срок эксплуатации. В рабочем проекте должен быть полный комплекс технически обоснованных решений, касающихся крепления скважины, разработанных с учетом географического положения региона и геологических условий, в которых планируется бурение.
Обосновать необходимо конструкцию разных участков, а также способы и интервалы цементирования, необходимого для обсадной колонны, выбор и количество её материалов. Также обосновываются конкретные технические решения, определяющие методы вскрытия продуктивных пластов, устойчивость ствола и способы гидроизоляции.
Исходными данными при проектировании и обосновании являются:
- координаты устья;
- глубина и способ бурения;
- диаметры колонн для каждого интервала, планируемые по показателю планируемого дебета;
- данные геологоразведки конкретного региона и данные геологических разрезов;
- особенности конкретных пород, в аспекте методов бурения;
- наличие в пластах жидкостей и их состав;
- назначение и тип скважины;
- профиль;
- интервалы нефтегазоносных пластов;
- способы дальнейшей эксплуатации;
- значения внутрипластовых давлений;
- показатели давлений для определения гидравлического разрыва.
Устройство нефтяной скважины
Скважины формируются бурением, которое представляет собой процесс разрушения горных пород.
Схема вертикальной скважины приведена ниже.
4 – перфорация, которая делается в цементном камне и обсадных трубах;
Все участки скважины, которые располагаются ниже, имеют цилиндрическую форму.
Сразу после направлением начинается бурение на глубину 50-400 метров. Диаметр этого участка может доходить до 900 миллиметров. Его называют кондуктором (на схеме – II) и проводят его укрепление с помощью обсадных труб (номер 1 на схеме). Обсадная труба представляет собой свинченные стальные трубы. Все затрубное свободное пространство на участке кондуктора заливается цементом. Назначение кондуктора – изоляция неустойчивых, мягких и трещиноватых горных породы, которые могут осложнить дальнейшее бурение.
Сразу пробуриться до проектной глубины после установки кондуктора удается далеко не всегда. Это связано, как правило, либо с необходимостью прохождения осложняющих бурение горизонтов, либо с необходимостью перекрыть те продуктивные пласты, которые этой скважиной эксплуатировать не планировалось.
В этом случае обустраивается и также цементируется так называемая промежуточная колонна (номер III).
Если разрабатываемый нефтегазоносный пласт имеет очень большую глубину залегания, то промежуточная колонна может быть и не одна.
Методы вскрытия продуктивного пласта
Чтобы извлечь из пласта нефть и/или газ, его необходимо вскрыть. Происходит это в забое скважины и может происходить разными способами.
Чаще всего стенки эксплуатационной колонны (в той её части, которая находится в разрабатываемом пласте) перфорируются рядом отверстий (номер 4), простреливающих обсадные трубы и цементную оболочку. В породах с повышенной устойчивостью зону забоя не цементируют и устанавливают там фильтры различной конструкции. Есть вариант, когда обсадная колонна опускается лишь до кровли пласта, а само разбуривание для последующей эксплуатации проводят без укрепления ствола.
В зависимости от назначения обустраиваемой скважины, её устье оборудуется различной арматурой, например, задвижками, колонной головкой, крестовиной и так далее.
Виды скважин
В процессе поиска, разведки и разработки углеводородных месторождений пробуриваемые скважины могут быть:
Структурные необходимы для определения перспективных в плане разработки площадей, а также для их подготовки к бурению поисково-разведочного характера.
Параметрические скважины используются в достаточно неплохо исследованных районах. Их назначение – уточнить геологическое строение и перспективность продуктивных слоев.
Обвязка устья нефтяной скважины
ГОСТ Р 51365-2009
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
НЕФТЯНАЯ И ГАЗОВАЯ ПРОМЫШЛЕННОСТЬ
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ БУРЕНИЯ И ДОБЫЧИ. ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ СКВАЖИНЫ И ФОНТАННОЕ УСТЬЕВОЕ ОБОРУДОВАНИЕ
Общие технические требования
Petroleum and natural gas industries. Drilling and production equipment. Wellhead and christmas tree equipment. General technical requirements
____________________________________________________________________
Текст Сравнения ГОСТ Р 51365-2009 с ГОСТ Р 51365-99 см. по ссылке.
- Примечание изготовителя базы данных.
____________________________________________________________________
Дата введения 2011-01-01
Сведения о стандарте
1 ПОДГОТОВЛЕН Закрытым акционерным обществом "НЕФТЕМАШ" (ЗАО "НЕФТЕМАШ"), Фондом развития топливно-энергетического комплекса "Стандарт ТЭК" (Фонд "Стандарт ТЭК")
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 23 "Техника и технологии добычи и переработки нефти и газа"
3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 15 декабря 2009 г. N 1070-ст.
4 Настоящий стандарт является модифицированным по отношению к международному стандарту ИСО 10423:2003* "Промышленность нефтяная и газовая. Буровое и эксплуатационное оборудование. Устьевая и фонтанная арматура" (ISО 10423:2003 "Petroleum and natural gas industries - Drilling and production equipment - Wellhead and Christmas tree equipment. General specifications")
* Доступ к международным и зарубежным документам, упомянутым в тексте, можно получить, обратившись в Службу поддержки пользователей. - Примечание изготовителя базы данных.
Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты", а текст изменений и поправок - в ежемесячно издаваемых информационных указателях "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомления и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет
Настоящий стандарт, сохраняя все формулировки, положения и ссылки на международные стандарты, дополняет их положениями и ссылками на действующие российские стандарты и технические нормативные документы.
Настоящий стандарт знакомит российских производителей и потребителей оборудования с требованиями стандарта ИСО 10423:2003 и практическими возможностями его применения.
Настоящий стандарт предназначен для применения техническими комитетами по стандартизации Российской Федерации, предприятиями и объединениями предприятий, в том числе союзами, госкорпорациями, ассоциациями, концернами, акционерными обществами, межотраслевыми, региональными и другими объединениями, независимо от форм собственности и подчинения, а также федеральными органами исполнительной власти Российской Федерации.
Стандарт распространяется на оборудование, независимо от его технических характеристик, размеров, массы и других показателей, времени и места разработки, испытаний, изготовления предприятиями всех форм собственности и подчиненности.
Пользователи настоящего стандарта должны помнить, что в конкретных случаях применения могут потребоваться дополнительные или отличающиеся требования. Настоящий стандарт не имеет целью запретить продавцу предлагать, а покупателю приобретать альтернативное оборудование или технические решения для конкретных случаев применения. Особенно это касается новых или усовершенствованных технологий. Если предлагается альтернатива, продавец должен подробно указывать все отклонения от настоящего стандарта.
1 Область применения
1.1 Цель
Настоящий стандарт распространяется на устьевое оборудование и фонтанную арматуру, применяемые при добыче нефти и газа, и устанавливает основные технические характеристики, требования к размерной и функциональной взаимозаменяемости, требования к проектированию и изготовлению, материалам, испытаниям и контролю, сварке, маркировке, погрузо-разгрузочным операциям, хранению, приобретению, ремонту и модернизации.
Настоящий стандарт не распространяется на испытания и (или) ремонт устьевого оборудования и фонтанной арматуры в промысловых условиях.
1.2 Область применения
Настоящий стандарт применим к следующему специальному оборудованию:
а) Устьевое оборудование:
- корпусы головок обсадных труб;
- катушки головок обсадных труб;
- катушки головок насосно-компрессорных труб (НКТ);
- корпусы многоколонных головок и катушки;
б) Соединители и фитинги:
- переводники трубной головки;
- тройники и крестовины;
- устройства отбора проб жидкости;
- переходные и промежуточные катушки;
в) Подвески НКТ и обсадных труб:
г) Запорная арматура и штуцеры:
- задвижки, подготовленные для приводов;
- наземные и подводные предохранительные клапаны и приводы;
д) Конструкции соединителей [фланцевые, резьбовые, другие концевые соединители (ОЕС) и сварные]:
- соединители под сварку;
- переходные и промежуточные соединители;
- пробки для извлечения клапанов;
е) Прочее оборудование:
- силовые приводы задвижек;
- втулки с концевыми соединительными элементами;
- инструменты для спуска и испытания (приложение З);
- сменные вкладыши (приложение З).
Наименования деталей и сборочных единиц типового устьевого оборудования приведены на рисунках 1 и 2.
1 - место для установки обратного клапана; 2 - аварийный клапан; 3 - выход канала управления скважинным предохранительным клапаном; 4 - переводник головки НКТ; 5 - стопорный винт; 6 - уплотнение подвески НКТ; 7 - подвеска НКТ с удлиненной выточкой и каналом управления скважинным предохранительным клапаном; 8 - боковой выход на шпильках; 9 - устройство для удаления клапана; 10 - нижний уплотнитель (пакер); 11 - катушка головки НКТ; 12 - переводник с двухрядным расположением резьбовых отверстий для шпилек; 13 - уплотнение затрубного пространства обсадных труб; 14 - подвеска обсадных труб (клиновой тип); 15 - резьбовой выпускной патрубок; 16 - заглушка; 17 - корпус колонной головки; 18 - поверхность обсадных труб; 19 - опорная плита устьевого оборудования; 20 - стопорное кольцо уплотнения НКТ; 21 - подвеска НКТ (клиновой тип); 22 - НКТ
23 - гнездо для установки выпускного патрубка на шпильках; 24 - уплотнение удлиненной шейки подвески НКТ; 25 - кольцевое уплотнение подвески НКТ; 26 - резьбовая подвеска НКТ; 27 - патрубок фланцевый выпускной; 28 - резьбовая подвеска обсадных труб; 29 - катушка головки обсадных труб; 30 - внутренняя колонна обсадных труб; 31 - промежуточная колонна обсадных труб; 32 - фланцевое концевое соединение; 33 - уплотнения резьбовой подвески НКТ; 34 - уплотнение подвески навивочное
Рисунок 1 (а, б) - Наименования деталей и сборочных единиц типового устьевого оборудования
1 - контрольный кран; 2 - гайка колпачковая; 3 - пробка-заглушка; 4 - корпус; 5 - соединитель верхний; 6 - буферная или верхняя задвижка; 7 - тройник; 8 - задвижка отводящей линии; 9 - штуцер; 10 - задвижка фонтанная; 11 - переводник головки НКТ
Рисунок 2 - Наименования деталей и сборочных единиц фонтанного устьевого оборудования
1.3 Условия эксплуатации
Настоящий стандарт определяет условия эксплуатации, касающиеся давления, температуры и класса материала, технического состояния устьевого оборудования.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ Р 15.201-2000 Система разработки и постановки продукции на производство. Продукция производственно-технического назначения. Порядок разработки и постановки продукции на производство
ГОСТ Р 51906-2002 Соединения резьбовые обсадных, насосно-компрессорных труб и трубопроводов и резьбовые калибры для них. Общие технические требования
ГОСТ Р 52630-2006 Сосуды и аппараты стальные сварные. Общие технические условия
ГОСТ 632-80 Трубы обсадные и муфты к ним. Технические условия
ГОСТ 633-80 Трубы насосно-компрессорные и муфты к ним. Технические условия
ГОСТ 977-88 Отливки стальные. Общие технические условия
ГОСТ 1497-84 (ИСО 6892-84) Металлы. Методы испытаний на растяжение
ГОСТ 2246-70 Проволока стальная сварочная. Технические условия
ГОСТ 3242-79 Соединения сварные. Методы контроля качества
ГОСТ 4543-71 Прокат из легированной конструкционной стали. Технические условия
ГОСТ 5264-80 Ручная дуговая сварка. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры
ГОСТ 6996-66 Сварные соединения. Методы определения механических свойств
ГОСТ 7512-82 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Радиографический метод
ГОСТ 8479-70 Поковки из конструкционной углеродистой и легированной стали. Общие технические условия
ГОСТ 8713-79 Сварка под флюсом. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры
ГОСТ 9012-59 (ИСО 410-82, ИСО 6506-81) Металлы. Метод измерения твердости по Бринеллю
ГОСТ 9454-78 Металлы. Метод испытания на ударный изгиб при пониженных, комнатной и повышенных температурах
ГОСТ 9466-75 Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки сталей и наплавки. Классификация и общие технические условия
ГОСТ 9467-75 Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки конструкционных и теплоустойчивых сталей. Типы
ГОСТ 10052-75 Электроды покрытые металлические для ручной дуговой сварки высоколегированных сталей с особыми свойствами. Типы
ГОСТ 13846-89 Арматура фонтанная и нагнетательная. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции
ГОСТ 14771-76 Дуговая сварка в защитном газе. Соединения сварные. Основные типы, конструктивные элементы и размеры
ГОСТ 14782-86 Контроль неразрушающий. Соединения сварные. Методы ультразвуковые
ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических факторов внешней среды
ГОСТ 16037-80 Соединения сварные стальных трубопроводов. Основные типы, конструктивные элементы и размеры
ГОСТ 16350-80 Климат СССР. Районирование и статистические параметры климатических факторов для технических целей
ГОСТ 18442-80 Контроль неразрушающий. Капиллярные методы. Общие требования
ГОСТ 21105-87 Контроль неразрушающий. Магнитопорошковый метод
ГОСТ 24507-80 Контроль неразрушающий. Поковки из черных и цветных металлов. Методы ультразвуковой дефектоскопии
ГОСТ 28919-91 Фланцевые соединения устьевого оборудования. Типы, основные параметры и размеры
ГОСТ 28996-91 Оборудование нефтепромысловое устьевое. Термины и определения
Шнековые насосы для скважин погружные
С помощью колонной головки в процессе бурения скважины обвязываются обсадные колонны. Данный элемент также является основанием для установки фонтанной арматуры.
Фонтанная арматура — это специальные механизмы и устройства, которые выполняют регулирующие и контролирующие функции.
Они отвечают за:
подвеску лифтовых колонн;
контроль и управление потоками.
Разновидности устьевого оборудования
Устьевое оборудование бывает следующих видов:
● Оборудование с кабельным пенетратором. Применяется в скважинах с самотечным потоком рабочей среды.
● Арматура для эксплуатационных нефтяных/газовых скважин. Применяется на скважинах по добыче нефти и газа с высоким давлением. Характеризуется устойчивостью к среде, благодаря чему обеспечиваются довольно высокие рабочие показатели при эксплуатации.
● Паровое устьевое оборудование скважин. Работает на пару, характеризуется устойчивостью к коррозиям и высоким температурам. Его применяют на нефтедобывающих объектах с вязкой рабочей средой.
● Манифольд. Это большая цепь трубопроводов, запорных устройств и клапанов.
Читайте также: