2.6. Обеспечение недежности скважин

Как правило, в процессе эксплуатации скважин вместе с пластовым флюидом добывается пластовая вода, которая сильно минерализована. Являясь активной коррозионно-агрессивной средой, она оказывает разрушающее действие на оборудование. Кроме того, нефть и газ содержат значительную часть сероводорода, превышающая 20-25% содержания. Нельзя не учитывать и увеличение глубины скважины. А закачка в скважину под большим давлением кислоты, рабочих жидкостей, газа, высокотемпературных теплоносителей при производстве работ, связанных с интенсификацией добычи нефти, так же приводит к осложненью условий работы скважины.

Упущение каких-либо из перечисленных выше факторов, незнание их в процессе сооружения скважины и особенно последующего периода её эксплуатации, при её ремонтах неизбежно приводят к серьезным осложнениям, отрицательно сказывается на надежности скважины в целом, часто является причиной аварий, нанесения ущерба окружающей среде и безопасности обслуживающего персонала.

Для решения этих проблем были предложены следующие мероприятия. В частности М.Л.Кисельманом был предложен метод прогнозирования еще до начала бурения скважины зон и интенсивности изнашивания обсадных колонн, что позволило заранее предусматривать установку в этих зонах обсадных труб с большей толщиной. Удлинение колонн под действием высоких температур обуславливается увеличением нагрузок на цементное кольцо и колонную головку. Для предотвращения этого в последнее время широко применяются колонные головки, конструкция которых обеспечивает свободное перемещение верхней части колонн по вертикали и компенсирует таким образом термические деформации.

Необходимо, кроме того, уделить значительное внимание при выборе марки сталей труб с учетом вышеперечисленных факторов, ухудшающих надежность конструкции скважин.

Лекция 3 оборудование фонтанной скважины

Для эксплуатации фонтанных нефтяных и газовых скважин используется наземное и скважинное оборудование, обеспечивающее отбор продукции в установленном режиме, проведение требуемых технологических операций в процессе эксплуатации, предупреждающее возникновение открытых фонтанов и загрязнение окружающей среды.

3.1. Конструкция устья скважины

На колонной головке крепится арматура для фонтанных скважин. Фонтанная арматура предназначена для герметизации устья скважин, контроля и регулирования режима их работы, так же для проведения различных технологических операций. Арматура включает трубную головку и фонтанную елку, состоящую из набора тройников, крестовин, переводников, запорных и регулирующих устройств.

Трубная головка предназначена для подвеса одного или двух рядов подъемных труб, их герметизации, а так же позволяет выполнять технологические операции при освоении, эксплуатации и ремонте скважин, и устанавливается непосредственно на колонной головке. Подвеска колонн НКТ осуществляется на резьбе или на муфтах.

Фонтанная елка предназначена для направления продукции скважин в выкидную линию, регулирования режима эксплуатации, установка лубрикатора, замера давления и температуры потока, а также для проведения некоторых технологических операций.

Как правило , фонтанная елка выполняется тройниковой – одно- или двухструнной, либо крестовой – двухструнной. Тройниковая арматура с двухструнной елкой рекомендуют для скважин, в продукции которых содержится механические примеси. Крестовая и тройниковая однострунны арматуры предназначены для скважин, в продукции которых нет механических примесей. В тройниковой двухструнной арматуре рабочая струна – верхняя, а в крестовой может быть любая. Запасные струны используют при смене штуцера или заказного устройства. На рисунке 2 представлены схемы фонтанной арматуры. По ГОСТ 13846-74 существуют 8 схем фонтанной арматуры.

а – тройниковая арматура; б – крестовая арматура;

1-манометр; 2-запорное устройство к манометру; 3-фланец; 4-задвижка; 5-тройник; 6-дроссель; 7-буфер; 8-крестовина, устанавливаемая на колонной головке; 9-крестовина елки; 10-колонная головка

Рисунок 2-Типовые схемы фонтанной арматуры

Согласно ГОСТ 13846-74 установлены следующие соотношения условных диаметров и давлений:

	50	65	80	100	150
Р, МПа	35 105	7 70	21 70	21 35	21 35

Тройниковую арматуру рекомендуется использовать при низких и средних давлениях рабочей среды, а крестовую – для средних и высоких давлений. Крестовая арматура значительно ниже тройниковой, что облегчает её обслуживание. Общая высота арматуры при крестовой схема и наличии дублирующих стволовых запорных устройств меньше, чем высота тройниковой арматуры.

В следствии тяжелых условий работы арматуры её крестовины, тройника, переводника, фланца и корпусные детали запорных устройств выполняются только из стали. Применяются стали марок 45, 40ХЛ, 40ХНЛ, легированные. Для уплотняющих колец применяются стали марок 20, 30, 40 и легированные. Распространены как литые, так сварные детали арматуры.

В шифре фонтанной арматуры приняты следующие обозначения:

АФ – арматура фонтанная;

К – подвеска НКТ на резьбе переводника трубной головки (при муфтовой подвеске буква не даётся);

1-цифра указывает номер схемы по ГОСТ 13846-74;

а – двухрядная концентрическая подвеска труб;

Э – эксплуатация скважины погружными центробежными электронасосами;

В- управление задвижками дистанционное и автоматическое (при ручном управлении буква не пишется);

65 – условный диаметр по стволу и боковым отводам (если диаметры разные даются оба числа через дробь), мм;

140 – рабочее давление, кгс/см²;

ХЛ – исполнение для холодных районов;

К1 – коррозионно-стойкое исполнение для продукции с содержанием СО₂ до 6%;

К2 – с содержанием Н₂S и СО₂ до 25%;

К2И – с применением ингибитора в скважине.

При расчете фланцевого соединения (подбор количества и диаметров шпилек) принимают усилие, действующее при эксплуатации, значение которого определяется по следующей формуле:

(1)

где - средний диаметр кольца (уплотнительного), мм;

Р – рабочее давление среды, МПа;

– эффективная ширина прокладки, т.е. суммарная ширина уплотняющего пояска у кольца, мм;

– прокладочный коэффициент, зависящий от упругих свойств материала

прокладки.

Проверочный расчет фланца на прочность производят по наиболее опасному сечению, которую представляют как консольную балку с заделкой в опасном сечении с приложенной нагрузкой по оси шпилечного соединения и равной усилию предварительной затяжки.

Рисунок 3 - Схема фланцевого соединения

Для опасного сечения АВ фланцевого соединения, схема которого представлена на рисунке , определяют величину изгибающего напряжения, возникающего при работе арматуры

(2)

где - изгибающий момент, действующий на представленную консольную

балку;

, (3)

- полярный момент сопротивления сечения АВ действию изгибающего

момента;

(4)

- усилие, приходящееся на одну шпильку

(5)

n – количество шпилек.