использованием погружного центробежного электронасоса

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

доступа в затрубное пространство. Вертикальный размер такой колонной головки около 1 м. Масса в зависимости от диаметра обсадных труб до 500...550 кг.

Такими головками оборудуются скважины глубиной до 1500...2000 м с давлением до 25 МПа.

Изготавливают колонные головки для оборудования скважин и с большим числом обсадных колонн: трех-, четырех- и пятиколонных. Принципиальные и конструктивные схемы таких колонных головок аналогичны.

Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКК рассчитано на давление 21, 35 и 70 МПа. Оно предназначено для подвешивания двух и более обсадных колонн кондуктора (на резьбе или на сварке), технических и эксплуатационной, а также для герметизации и разобщения межколонных пространств с помощью упругих уплотнений.

Оборудование типа ОКК состоит из отдельных сборочных единиц - колонных головок. Нижняя колонная головка (ГНК), присоединяемая непосредственно к верхнему концу обсадной колонны (кондуктору), выпускается в трех исполнениях.

Колонные головки устанавливают на устье скважины последовательно по мере спуска и цементирования обсадных колонн. Их подбирают с учетом максимального пластового давления, ожидаемого при бурении следующего за обсаженным интервала скважины.

Оборудование типа ОКК (рис. 4.3) состоит из нижней, промежуточной - первой, второй и третьей (верхней) колонн.

Обвязка обсадных колонн осуществляется с помощью клиньевых подвесок и пакеров.

Вопрос 4.3. Конструкция трубных головок

Трубная головка предназначена для подвески НКТ и герметизации пространств между ними и обсадной эксплуатационной колонной, а также для замера затрубного давления и проведения исследовательских и ремонтных работ в скважине. При оборудовании скважины двумя концентричными колоннами НКТ (двухрядная конструкция подъемника) трубы большего

-127- диаметра подвешиваются на резьбовом соединении нижнего тройника (крестовины),

который устанавливается на крестовину, герметизирующую затрубное пространство.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

тысяч кубометров в сутки жидкости или миллионов кубометров в сутки газа с большим содержанием абразива и агрессивных компонентов с высокими температурами превращается в задачу большой научной, инженерной и производственной сложности.

Современная фонтанная арматура - результат многолетних работ конструкторов и изготовителей по совершенствованию устьевого оборудования этого вида эксплуатационной скважины (см. рис. 4.5).

Необходимость в фонтанной арматуре возникла в связи с началом применения подъемника и устройств для регулирования расхода (дебита) жидкости или газа фонтанной скважины с помощью дросселей, получивших название штуцеры, а также для контроля давления жидкости или газа в подъемнике на устье (буфере) скважины. Для этого сначала применялась простейшая фонтанная арматура (см. рис. 4.5, б), включающая тройник, запорное устройство, вентиль, манометр, штуцер; запорное устройство использовалось при смене штуцера. Необходимость смены штуцера без остановки скважины привела к появлению арматуры с двумя выкидными линиями - струнами. Эта арматура (см. рис. 4.5, в) состоит из трех тройников и трех запорных устройств и штуцеров, сочетание которых начали называть фонтанной елкой.

Необходимость в контроле давления в межтрубном пространстве в более удобной и надежной системе подвески фонтанного подъемника привела к дополнению фонтанной арматуры узлом 5, состоящим из тройника, запорного устройства, вентиля и манометра, получившего название трубной головки и служащего для удержания колонны подъемных труб. С этого момента фонтанная арматура начала изготовляться из двух главных частей - елки и трубной головки.

Изнашивание узлов арматуры в скважинах с большими дебитами и высокими давлениями при наличии в пластовой жидкости или газе даже небольших количеств механических примесей привело к необходимости установки дополнительных запорных устройств по стволу арматуры. Необходимость спуска в подъемник работающей скважины измерительных приборов, средств депарафинизации обусловила дополнение елки арматуры лубрикатором, а для его установки или смены введение еще одного стволового запорного устройства. Такая арматура способствовала дальнейшему увеличению и вертикального ее размера.

Эксплуатация скважин в особо тяжелых условиях вследствие высоких дебитов, давлений, агрессивности сред, высокой температуры, большого количества абразива сделали необходимым наличие

- 129 –

в фонтанной арматуре резервных элементов, прежде всего наиболее часто отказывающих запорных устройств. Фонтанная арматура при этом еще более

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

усложнилась (см. рис. 4.5, г), а ее размеры стали еще большими, что привело к усложнению обслуживания скважины.

Для уменьшения габарита фонтанной арматуры была разработана арматура, построенная не из тройников, а из крестовин, что позволило улучшить ее уравновешенность и упростить обслуживание.

Разработан стандарт, который регламентирует схемы фонтанных арматур, проходные размеры, ряд рабочих и испытательных давлений, исполнения, а также размеры, что позволяет резко сократить номенклатуру и унифицировать элементы арматуры.

ГОСТом предусмотрено соотношение диаметра условного проходного отверстия и давлений (таблица 4):

Таблица 4

Перед освоением в фонтанную скважину спускают насосно-компрессорные трубы, а на колонную головку устанавливают фонтанную арматуру. Для последующей эксплуатации монтируют манифольд и прокладывают выкидную линию.

Фонтанные арматуры изготавливают (ГОСТ 13846-84) по восьми схемам (рис. 4.6) для различных условий эксплуатации. Их классифицируют по конструктивным и прочностным признакам:

1)рабочему давлению (7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа);

2)схеме исполнения (восемь схем);

3)числу спускаемых в скважину труб (один и два концентричных ряда труб);

4)конструкции запорных устройств (задвижки и краны);

5)размерам проходного сечения по стволу (50...150 мм) и боковым отводам (50... 100

мм).

Крестовая арматура (рис. 4.7, а) для скважин, не содержащих абразив, с проходным (условным) отверстием 50 мм, рассчитана на рабочее давление 70 МПа.

Елка арматуры имеет два сменных штуцера, что позволяет быстро их заменять. Арматура рассчитана как на однорядный, так и на двухрядный подъемник, в последнем случае используется другая трубная головка.

Тройниковая арматура (рис. 4.7, 6) для скважин содержащих абразив. Трубная головка, кроме крестовины 1, имеет тройник 2, что позволяет нести два ряда НКТ. На арматуре, рассчитанной на большое давление, на боковых отводах установлено не по одной, а по две

- 130 –

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

задвижки. Это обусловлено большей надежностью примененных задвижек при одновременном обеспечении возможности их смены на работающей скважине, т.е. без ее остановки.

Фонтанная арматура скважины соединяется с промысловыми коммуникациями сбора пластовой жидкости или газа с помощью манифольда, который представляет собой сочетание трубопроводов и запорных устройств, а иногда и клапанов, обвязывающих фонтанную арматуру. Манифольд служит для подключения к трубному и затрубному пространствам агрегатов для проведения различных операций при пуске и эксплуатации скважины.

Манифольды фонтанной арматуры обычных нефтяных скважин состоят из нескольких задвижек, крестовиков, тройников, и других элементов. На более ответственных нефтяных скважинах манифольд состоит из большего числа элементов. Еще более сложны манифоль-ды для высокодебитных газовых скважин, которые выполняются по следующим схемам:

Схема 1. Для мало- и среднедебитных скважин, эксплуатирующихся по одному отводу фонтанной елки.

Схема. 2. Для высокодебитных скважин, эксплуатирующихся только по подъемной колонне труб по двум отводам елки в один трубопровод.

Схема 3. Для скважин с низкими пластовыми давлениями, допускающих отбор газа из затрубного пространства по одному отводу трубной головки в один трубопровод.

Схема 4. Для двухобъектных газовых скважин, эксплуатирующихся по одному отводу фонтанной елки и одному отводу трубной головки в два шлейфа.

Схема 5. Для двухобъектных газовых скважин, эксплуатирующихся по одному отводу фонтанной елки и одному отводу трубной головки в два шлейфа.

Схема манифольда фонтанной арматуры газовой скважины показана на рис. 4.8, а.

В фонтанной арматуре / за катушкой 2 и угловыми регулирующими штуцерами 3 и 4 обе рабочие струны и струны затрубного пространства обвязываются манифольдом с задвижками, крестовиками, тройниками, катушками, КИП, предохранительными клапанами и продувочно-задавочной линией, состоящей из линий 5 для подключения агрегатов, сбора глинистого раствора 6, подключения сепаратора 7, штуцеров 8, ДИКТа 9 и факельной линии 10.

Манифольд обеспечивает возможность подачи в скважину ингибитора, глушения с помощью продувочно-задавочной линии и продувки скважины по трубному и затрубному пространствам; проведения газодинамических исследований; подключения насосных агре-

- 132-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Рис 48. Манифольд фонтанной арматуры:

а - манифольд газовой скважины; б - манифольд нефтяной скважины

гатов на достаточном расстоянии от устья; безопасного сжигания газа и конденсата в факеле; сбора глинистого раствора и других рабочих жидкостей при освоении, глушении и интенсификации притока жидкости к забою

В манифольдах фонтанной арматуры ответственных газовых скважин применяются клапаны-отсекатели, отключающие скважину при понижении и повышении давления по сравнению с заданным. Схема манифольда фонтанной скважины показана на рис. 4.8, 6. Арматура и манифольд газлифтных и нагнетательных скважин собираются из элементов, часть которых составляет арматуру и манифольд фонтанных скважин.

Вопрос 4.5. Запорные и регулирующие устройства фонтанной арматуры и манифольда

К запорным устройствам относятся задвижки и краны для перекрытия или открывания каналов арматуры и манифольда, к регулирующим - сменные штуцеры и вентили для изменения дросселированием расхода пластовой жидкости или газа.

В зависимости от схемы фонтанной арматуры или манифольда число запорных устройств в елке и трубной головке может составлять 10...12, а в манифольде - 15...20 задвижек или кранов.

Аналогичные запорные устройства используются в арматуре газлифтных и нагнетательных скважин.

- 133-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Запорные устройства - задвижки и краны применяемых в фонтанной арматуре типов широко используются в оборудовании почти для всех технологических процессов и операций при добыче нефти и газа, а в несколько измененном виде и при бурении скважин. В частности, они используются в противовыбросовом оборудовании, в манифольде буровых насосов, в оборудовании для гидроразрыва пласта, для кислотной обработки и вообще во всех промывочных агрегатах, нефтегазопромысловых коммуникациях и сооружениях для сбора, разделения, транспорта пластовой жидкости, нефти и газа, для закачки воды и газа в пласт. Значительная часть этих запорных устройств применяется в оборудовании для первичной переработки нефти и газа и их транспортировки.

Клиновая задвижка (рис. 4.9) наиболее простая, но имеет существенные недостатки: в открытом положении клин 7 поднят выше проходного отверстия, и уплотняющие поверхности клина и кольца в корпусе практически омываются потоком смеси, идущей из скважины. При этом идет коррозия и эрозия мест уплотнения. Открытая полость задвижки представляет собой местное сопротивление с расширением. Здесь образуются вихри и создаются условия для выпадения солей и механических примесей.

Прямоточная задвижка (рис. 4.10) в закрытом и открытом состоянии (в последнем состоянии отверстие устанавливается по оси канала корпуса) имеет уплотняющие поверхности закрытыми. Две половинки плашки 10 разжимаются пружинами и прижимаются к корпусу. Канал не изменяет своего диаметра. Задвижка заполнена густым маслом, а полости 7 - смазкой, которая поступает к местам уплотнения плашек под давлением среды, передаваемым через поршни 6.

Пробковый кран (рис. 4.11) состоит из корпуса 1, конической пробки 2, крышки 3, через которую проходит регулировочный винт 4, позволяющий регулировать рабочий зазор между уплотнительны-ми поверхностями корпуса пробки.

Уплотнение регулировочного винта осуществляется манжетами 5, поджатие которых производится грундбуксой. Управление краном осуществляется путем поворота пробки 2 (через шпиндель 7 и кулачковую муфту 6) рукояткой 8 до ее упора (рукоятки) в выступы горловины корпуса.

Для поворота пробки крана рукоятку при необходимости наращивают рукояткой 406 - ЗИП - 4, поставляемой с арматурой. Шпиндель уплотняется манжетами, которые поджимаются грундбуксой.

Для отжатия заклиненной пробки и подачи смазки в шпинделе 7 крана предусмотрено устройство, состоящее из толкателя 9 и втулки (уплотняемой двумя кольцами из маслобензостойкой резины) с вмонтированным в нее обратным клапаном 10. Отжатие заклиненной проб-

-134-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

ки осуществляется вращением толкателя. Осевое усилие на пробку передается через втулку. Кран работает только со смазкой.

Смазка выполняет следующие функции: обеспечивает герметичность затвора крана; облегчает поворот пробки, создавая постоянную прослойку между уплотнительными поверхностями корпуса и пробки; предохраняет уплотнительные поверхности от коррозии и износа; предохраняет кран от заедания и заклинивания. С целью повышения коррозийной стойкости пробка крана подвергается сульфацианированию.

Кран смазывается через 40-50 циклов работы смазкой Л3-162 или через 150-180 циклов смазкой «Арматол238».