книги / Техника и технология капитального ремонта скважин
..pdfТройникобые
Рис. 11.4. Типовые схемы арматуры, устанавливаемой на фонтанирующих неф тяных и газовых скважинах.
Тройниковые: а — на |
Рра6=7\ 14; 21 МПа; |
б — на |
Рраб=14; |
21; 35 МПа; |
крестовые: |
|||
в — на Рраб= 14'. 21; |
35 |
МПа; |
г — на Рраб=50; |
70; 105 |
МПа; |
/ — манометр; 2 — кран трех |
||
ходовой; 3 — буфер |
верхний; |
4 — тройник; |
5 — штуцер; |
6, |
7 — запорные |
устройства |
(стволовые задвижки, краны и др.), пунктиром указано запорное устройство, устанавли
ваемое |
для проведения |
глубинных измерений без |
перекрытия скважин; 8 — фланец |
ко |
|
лонный |
(для |
арматуры |
до 14 МПа, при применении крестовины 9 на фланцах); |
9 — |
|
крестовина; |
10 — буфер |
нижний; // — переводный |
фланец; 12 — крестовина елки |
|
Согласно общесоюзному стандарту отечественные заводы вы пускают фонтанные арматуры на 7; 14; 21; 35; 70 и 105 МПа рабочего давления, причем арматура на 7; 14; 21 и 35 МПа испы тывается на двойное рабочее давление, а арматура на 70 и 105 МПа — на полуторакратное давление.
Арматуры на рабочее давление от 7 до 35 МПа применяют преимущественно для обычных фонтанных скважин, а на давле ние 35—105 М Па—для глубоких и сверхглубоких скважин с аномально высоким давлением.
На рис. II.4 показаны типовые схемы арматуры для фонта нирующих нефтяных и газовых скважин. Изготавливают их в двух исполнениях: тройникового и крестового типов. Допуска-
Рис. П.5. Фонтанная арматура тройникового типа для двухрядного подъем ника:
/ — фланец; 2 — крестовина; 3 — •лэойник; 4 — катушка; 5 — манометр; 6 — ниппель; 7 — вадвнжка; 8 — тройник; 9 — патрубок
егся дополнительно включать в арматуру дублирующие боковые запорные устройства (задвижки, краны и т. д.).
Во всех схемах для подвешивания двух рядов НКТ допуска ется выполнение трубной головки с добавлением узла, состоя щего из тройника и запорного устройства, устанавливаемого между крестовиной 9 и переводным фланцем 11.
На рис. 11.5 показана фонтанная арматура в сборе (без колонной головки) тройникового типа, рассчитанная на 14 МПа рабочего давления. Она состоит из трубной головки и фонтан ной елки с условным диаметром прохода стволовой части елки 50 мм (фактический диаметр 52 мм). Арматура предназначена для подвески двух рядов лифтовых труб: первого ряда диамет ром 114 мм и второго — 73 мм.
Трубная головка состоит из крестовины 2, установленной на верхнем фланце 1 колонной головки, тройника 3 и катушки 4, на которой обычно подвешивают подъемные (лифтовые) трубы второго ряда. Крестовина имеет два боковых отвода: к одному из них присоединяют две задвижки с диаметром проходного от верстия 52 мм, к другому — одну. Как правило, левый отвод служит для контроля затрубного давления, а правый — для раз личных операций (подкачки, прокачки и т. д.).
Тройник 3 служит для подвески при помощи резьбового ниппеля 114-мм труб первого ряда. Через его отвод обычно осу ществляют аэрацию при пуске скважины либо подают сжатый газ (воздух) при газлифтной эксплуатации.
Фонтанная елка состоит из центральной (посадочной) за движки 7, двух тройников 8, буферной задвижки и задвижек на струнах (выкидах). В арматуре тройникового типа выкидных линий (струн) обычно бывает две. При эксплуатации скважин, как правило, используют верхнюю, нижняя же запасная. На запасную струну скважины переключают лишь при проверке и замене штуцеров и во время ремонтных работ.
При высоких давлениях и большом содержании песка в про дукции на струнах устанавливают по две задвижки. Во время проверки штуцера перекрывают вторую от ствола задвижку и лишь после выхода ее из строя используют первую. Централь ная (посадочная) задвижка в процессе эксплуатации скважины всегда должна быть полностью открыта. Ее закрывают лишь в аварийных случаях, направляя жидкость через затрубное и кольцевое пространства.
Межвыкидная стволовая и буферная задвижки при работе скважины также должны быть полностью открыты. Первую за крывают лишь при ремонтных работах на верхней струне и в тех случаях, когда все задвижки на этой струне неисправны. Задвижку, которая служит для контроля (при помощи патруб ка 9 и манометра 5) буферного (устьевого) давления, перекры вают лишь перед подготовкой к спуску в скважину различных глубинных приборов, скребков для механической депарафиниза-
.ции скважин и при других работах. Буферный патрубок 9 слу-
Трубная головка
Рис. II.6. Фонтанная арматура крестового типа для двухрядного подъем ника
жит для восприятия и смягчения удара фонтанной струи. Если предполагается, что в процессе эксплуатации скважины будет использован однорядный лифт, то применяют либо крестови ну 2, либо тройник 3 (см. рис. II.5).
На рис. II.6 показана фонтанная арматура для двухрядного лифта. При однорядном лифте из нее исключается либо нижняя крестовина, либо тройник. Как видно из этого рисунка, боковые отводы арматуры выведены в разные стороны, а штуцера мон тируют на стояках после поворота их вниз.
Важное преимущество арматуры крестового типа — неболь шая высота, что облегчает ее обслуживание. Вместе с тем она имеет и существенный недостаток: при выходе из строя кресто вины приходится глушить скважину, либо перекрывать центро вую (посадочную) задвижку. Такую арматуру не рекомендуется применять при эксплуатации скважин, в продукции которых со держится большое количество песка.
В настоящее время машиностроительные заводы выпускают фонтанные арматуры с запорными кранами вместо клиновых задвижек. Такие краны обладают рядом преимуществ перед задвижками: в них поток проходящей жидкости почти не изме няет направления, что весьма важно для снижения гидравличе ских потерь; габариты и масса кранов значительно меньше, чем задвижек, что способствует уменьшению массы и габаритов всей арматуры; открытие и закрытие крана производится зна чительно быстрее, чем задвижки, — поворотом рукоятки пробки иа 1/4 оборота.
В о з д у ш н ы й |
( г а з л и фт н ый ) |
м а н и ф о л ь д (рис. II.7) |
предназначен для |
освоения фонтанно-компрессорных скважин |
|
методом аэрации. |
Он монтируется |
из стальных 73-мм вентилей |
1—5, рассчитанных на давление 1—5 МПа, и отрезков 73-мм НКТ. Воздушный манифольд монтируется и непосредственно примыкает к тройнику и крестовине фонтанной арматуры. Сжа тый газ (воздух) подают по линии 9 от передвижного компрес сора либо от стационарной газовоздухораспределительной бата
реи (ГВРБ), нефть |
или воду — по линии 10 от агрегата |
11. |
Вентиль 1 называют |
регулировочным воздухоподающим, |
2 — |
воздухоподающим рабочим, 4 и 5 — соответственно затрубным и запасным жидкостными, 3 — средним смесительным. Назначе ние указанных вентилей и манометров 6, 7 и 8 станет ясным да лее при описании метода аэрации для пуска фонтанно-компрес сорных скважин.
Р а б о ч и й м а н и ф о л ь д — часть наземных ответвлений фонтанно-компрессорных скважин, служит для различных пере ключений при ремонтно-профилактических работах. Довольно часто его используют при различных работах по капитальному ремонту скважин (например, при промывках скважин от песча ных пробок, глушении фонтанов, различных обработках приза бойной зоны, заливках и т. д.).
Рабочий манифольд играет важную роль в обеспечении бес перебойной нормальной эксплуатации скважин, особенно силь но пескопроявляющих и парафинистых. С его помощью прово дят различные операции по изменению режима работы скважи ны, контролю за работой и замене штуцеров, при ремонте дета лей арматуры, депарафинизации скважин, подкачках, прокачках, жидкости и т. д.
Наиболее простая распространенная схема рабочего манифольда показана на рис. II.8. Такой манифольд обычно приме няют для эксплуатации сильно песочных скважин, когда требу ются частая проверка и замена штуцеров (при двухструнной: арматуре тройникового типа).
Манифольд оборудован обычно двумя струнами: верхней
(В) и нижней (Я). Как правило, эксплуатация скважины в нор мальных условиях должна вестись только по верхней струне,, лишь во время проверок и замены штуцеров, и при различных, ремонтных работах струю жидкости временно переключают на работу по нижней (запасной) струне.
Естественно, что при однострунной арматуре применяют од нострунный рабочий манифольд, при двухструнной и трехструн ной арматурах соответственно изменяется и рабочий мани фольд.
В комплект рабочего манифольда (см. рис. II.8) входят: па трубок У, предназначенный для постепенного снижения давле ния за штуцером, для борьбы с гидратообразованием и т. д.. (такие патрубки устанавливают по одному на каждой струне,, по два, по три и т. д.), патрубок 2 (иногда его называют «стру ной») по длине, позволяющей выводить стояки рабочего мани фольда за пределы фонаря вышки; тройник 5; буфер 4, кото
рый воспринимает и смягчает удары струи; стояк 5, служащий для отвода струи жидкости в выкидную линию. На указанных стояках врезают патрубки с вентилем или краником 6 (для разрядки давления в рабочем манифольде после переключения струи жидкости из одной струны в другую), а также для отбо ра проб. При помощи задвижек 6в и 6н отключают выкидную линию от соответствующих линий (струн) рабочего манифольда во избежание обратного перетока жидкости и газа из трапа и замерной установки (коллектора). Крестовины 8 и 14 служат для соединения стояков и струн (линий) между собой, приема струи жидкости и направления ее в общий выкид 7. Буферы 9 и 12 служат опорами о землю всего рабочего манифольда, вос принимают удары струи и создают гидравлическую «подушку», смягчающую удар. При многократном изменении направления фонтанной струи смягчаются его удары в конечном пункте вы кидной линии, т. е. в сепараторе, групповой замерной установке (ГЗУ), коллекторе и т. д. Патрубок 11 предусмотрен для под
гонки стояков |
по месту, |
а задвижка 13 — для присоединения |
передвижных |
агрегатов |
и передвижных паровых установок |
(ППУ) на случаи подкачек, прокачек жидкости при аэрации по центральной системе, депарафинизации и других ремонтных ра ботах.
Манифольд описанной конструкции действует следующим образом: при нормальной работе скважины, как указывалось, отвод струи жидкости происходит по верхней струне; при этом задвижка 6в открыта, остальные закрыты. Перед переводом струи жидкости из верхней (рабочей) струны в нижнюю (запас ную) необходимо открыть задвижки 10 и 6н, затем плавно пе рекрыть соответствующие задвижки на фонтанной арматуре и закрыть задвижку 6в на стояке верхней струны рабочего ма нифольда. Лишь после этого, разрядив давление в стояке и стру не через вентиль или краник 5, можно отсоединить штуцерный патрубок и приступить к проверке и замене штуцера.
Переключение струи жидкости из нижней (запасной) стру ны в верхнюю (рабочую) производят в обратном порядке: за крывают вентиль 5, открывают задвижку 6в и плавно переклю чают соответствующие задвижки на фонтанной арматуре. Затем закрывают задвижки 10 и 6н.
В таком же порядке (но в обратной последовательности) производят операции по проверке и замене штуцера на нижней линии (струне).
Недостаток описанного рабочего манифольда — его боль шая высота и громоздкость.
Важным элементом любой фонтанной арматуры и рабочего манифольда является шт у ц е р — приспособление для регу лирования режима работы фонтанной и газлифтной скважины (т. е. создания необходимого противодавления на забой и обеспечения соответствующего дебита). Штуцеры подразде ляются на нерегулируемые и регулируемые. Более просты и
|
надежны нерегулируемые |
штуцеры. |
||
|
Они весьма надежны в случаях, когда |
|||
|
из скважины поступает песок. |
|
||
|
Из |
множества |
конструкций приме |
|
|
няемых устьевых |
штуцеров |
рассмот |
|
|
рим наиболее распространенный (рис. |
|||
|
II.9). Он состоит из штуцерного корпу |
|||
|
са 1, внутрь которого вставляют смен |
|||
|
ную |
штуцерную |
втулку 2, а внутрь |
|
|
последней — вкладыш 3, изготавливае |
|||
Рис. 11.9. Ш туцер |
мый из высокопрочной термически об |
|||
|
работанной стали с диаметрами отвер |
стий от 3 до 21 мм. Такие втулки во избежание их быстрого
износа выпускают в керамическом, |
победитовом, доломитовом |
и термокорундовом исполнениях. |
Штуцерный корпус со втул |
кой вставляют в штуцерный патрубок 2 (см. рис. II.8), смонти |
|
рованный на выкидной линии фонтанной скважины. |
Оборудование скважины для предупреждения открытого фонтанирования
Некоторые виды ремонта нефтяных или газовых скважин в фонтанный период их эксплуатации, а иногда при эксплуа тации высоконапорных пластов газлифтным или насосным спо собом связаны с необходимостью глушения скважин утяже ленными растворами. Это вызывает необходимость выполнения сложных дорогостоящих работ. Кроме того, следует отметить, что глушение отрицательно сказывается на последующем освоении и эксплуатации скважины из-за снижения проницае мости призабойной зоны скважины.
Глушат скважину и при аварийном (открытом) фонтани ровании, а также при ее ремонте для спуска в фонтанную скважину труб и другого оборудования.
При разрушениях оборудования устья, обсадных колонн, фонтанной арматуры возникают открытые неуправляемые фон таны, т. е. аварийная ситуация, ликвидация которой обычны ми приемами, т. е. герметизацией устья и глушением, чрез вычайно сложна.
Каждый случай открытого фонтанирования скважины на носит серьезный ущерб окружающей среде, причем тем боль ший, чем продолжительней открытое фонтанирование и чем больше дебит скважины. Открытое фонтанирование часто приводит к пожарам, несчастным случаям, к нанесению непо правимого ущерба самой нефтяной или газовой залежи. С целью предотвращения открытого фонтанирования при ава рийном разрушении устьевого оборудования или во время те кущего или капитального ремонта скважины, в которой воз можно фонтанирование, в нижней части ее ствола размещают
клапаны-отсекатели пласта для разъединения нижней фильт ровой зоны скважины от ее верхней части.
К л а п а н - о т с е к а т е л ь позволяет выполнять |
необходимые |
|
в период освоения и эксплуатации скважины |
процессы (кис |
|
лотную обработку призабойной зоны пласта, |
его |
гидроразрыв |
и т. д.). Поэтому клапан-отсекатель дополняется другим обо рудованием и представляет собой систему, состоящую из не
скольких |
устройств, |
главные |
из |
которых — сам клапан-отсека |
||
тель; герметизатор |
(пакер); |
якорь, |
удерживающий |
пакер на |
||
заданной |
глубине; |
канал связи |
для |
управления |
клапаном; |
устройство управления для обеспечения возможности установ ки и демонтажа клапана, якоря и пакера; устройство для вы полнения технологических процессов и операций.
Перечисленные устройства, размещенные непосредственно над фильтровой частью скважины, эксплуатируются в усло виях, определяемых особенностями эксплуатации пласта, т. е. свойствами пластовой жидкости или газа, их дебитом, агрес сивностью среды, наличием абразива, температурой, давле нием. В этих условиях каждое из этих устройств должно без отказно срабатывать в течение всего периода их эксплуатации в скважине.
Необходимость защиты окружающей среды, особенно при разработке морских месторождений нефти и газа, требования охраны труда и техники безопасности, сделали этот вид внут рискважинного оборудования, несмотря на его сложность и вы сокую стоимость, обязательным элементом оборудования фон танных, газовых и газлифтных скважин на море.
Клапан-отсекатель |
пласта (рис. 11.10) |
состоит из пакера |
1, клапана-отсекателя |
2, разъединителя 3, |
циркуляционного |
клапана 4 для аварийного глушения скважины, клапана для ввода ингибитора 5, телескопического соединения 6 для ком пенсации линейных деформаций, дросселя 7 для регулирова ния расхода пластовой жидкости, приемного клапана 8.
С клапанами-отсекателями используют пакеры двух типов: неизвлекаемый и демонтируемый. Первые, часто называемые стационарными, удаляются из ствола скважины при предвари тельном разбуривании (поэтому иногда называются разбури ваемыми), вторые извлекаются без разбуривания. Эти пакеры спускают на колонне НКТ, а иногда на канате.
Разбуриваемый стационарный пакер (рис. 11.11) состоит из корпуса 12 с головкой 3, имеющей пазы 6, наружную ци линдрическую поверхность 4 и внутреннюю 2, выполненную в верхней части в виде посадочного ниппеля. На штифтах 8 установлен переводник 1 с уплотнительными манжетами 5 и замком 7, входящим в паз во избежание вращения переводни ка относительно головки. Переводник соединяет пакер с ко
лонной.
На нижний конец конуса навинчены две концентрические втулки 21 и 23, которые вместе с ниппелем 24 образуют порш-