Оборудование устья скважин

Оборудование устья скважин всех типов предназначено для герметизации затрубного пространства, отвода продукции скважины, а также для проведения технологических операций, ремонтных и ис­следовательских работ. Оно комплектуется в зависимости от способа эксплуатации скважин.

При фонтанном, компрессорном и бескомпрессорном спо­собах добычи нефти оборудование устья составляется из одинаковых деталей и узлов по подобным схемам.

На устье скважин (рис. 7.22) монтируются колонная головка (ГК) и фонтанная арматура (ФА), состоящая в свою очередь из труб­ной головки (ГТ) и фонтанной елки (Е). Колонная головка предназначена для соединения верхних концов обсадных колонн (кон­дуктора, технических и обсадных труб), герметизации межтрубных пространств и служит опорой для фонтанной арматуры. Трубная го­ловка служит для обвязки одного или двух рядов фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами, а также для проведения техноло­гических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины. Обычно трубная головка представляет собой крестовину с двумя бо­ковыми отводами и трубной подвеской. Боковые отводы 8 позволяют закачивать в межтрубное пространство воду и глинистый раствор при глушении скважины, ингибиторы гидратообразования и коррозии, измерять затрубное давление (манометром 7), а также отбирать газ из него. Трубная головка монтируется непосредственно на колонной го­ловке. Фонтанная елка предназначена для управления потоком продукции скважины и регулирования его параметров, а также для установки манометров, термометров и приспособлений, служащих для спуска и подъема глубинных приборов. Елка состоит из вертикально­го ствола и боковых отводов-выкидов (струн). На каждом отводе устанавливают по две задвижки: рабочую 16 и резервную (ближай­шую к стволу) 14. На стволе установлены коренная (главная,

179

центральная) 11 и буферная 18 задвижки. На отводах имеются «кар­маны» для термометров и штуцеры для манометров 15, а также для регулирования расхода 17. Ствол заканчивается буфером с маномет­ром 19.

Фонтанные елки по конструкции делятся на крестовые и тройниковые. В состав ствола крестовой елки входит крестовина 13, к которой и крепятся отводы-выкиды. Каждый из них может быть ра­бочим. Тогда второй является резервным. В конструкцию ствола тройниковой елки (рис. 7.23) входят тройники 3, 13, к которым при­соединяются выкидные линии — верхняя, которая является рабочей и нижняя, являющаяся резервной. Такое распределение «ролей» свя­зано с тем, что тройниковая арматура, как правило, применяется в скважинах, в продукции которых содержится песок или ил. При аб­разивном разрушении верхнего тройника скважина может быть переведена на работу через нижний отвод. Для этого закрывается зад­вижка (или кран), расположенная между тройниками; верхний тройник и отвод в это время подвергаются ремонту. Ремонт кресто­вой арматуры значительно более затруднен. В то же время крестовая арматура компактнее, имеет меньшую высоту, ее проще обслуживать.

Фонтанная арматура рассчитана на рабочее давление 7,14,21, 35, 70 и 105 МПа, имеет диаметр проходного сечения ствола от 50 до 150 мм.

Манифольд — система труб и отводов с задвижками или кра­нами - служит для соединения фонтанной арматуры с трубопроводом, по которому продукция скважины поступает на групповую замерную установку (ГЗУ). Простейшая схема манифольда крестовой фонтан­ной арматуры показана на рис. 7.24. Она предусматривает наличие двух практически идентичных обвязок (рабочая и резервная), в каждой из которых есть регулируемый штуцер 1, вентили 2 для отбора проб жид­кости и газа, запорное устройство 3 для сброса продукции на факел или в земляной амбар и предохранительный клапан 6. Элементы схемы со­бираются в одно целое с помощью фланцевых соединений 7. Узлы, очерченные четырехугольниками (№№ 1, 2, 3), собираются на заводе.

Оборудование устья штанговой насосной скважины включа­ет (рис. 7.25) колонный фланец 1, планшайбу 2 с подвешенными к ней насосно-компрессорными трубами 3. В верхнюю муфту 4 труб ввинчи­вают тройник 5 для отвода нефти (в горизонтальной плоскости), а также для вывода наружу устьевого штока 7, связывающего через канатную подвеску насосные штанги с головкой балансира станка-качалки. Мес­то выхода устьевого штока из тройника герметизировано с помощью сальника 6, набивку которого уплотняют крышкой 8 и пружиной.

180

181

-10

Рис. 7.24. Схема обвязки крестовой фонтанной арматуры:

1 - регулируемый штуцер; 2 - вентили; 3 - запорное устройство для сброса

продукции на факел или в земляной амбар; 4 - тройник; 5 - крестовина;

6 - предохранительный клапан; 7 - фланцевое соединение;

ГЗУ - групповая замерная установка

Рис. 7.23. Фонтанная арматура тройниковая:

1 — крестовик; 2,4 - переводные втулки; 3 - тройник; 5 - переводная катушка; 6 - центральная задвижка; 7 - задвижки; 8 - штуцеры; 9 - буферная заглушка; 10 - манометр; 11 - промежуточная задвижка; 12 - задвижка; 13 - тройники; 14 - буферная задвижка

182

183

15 16

Рис. 7.25. Оборудование устья скважины, эксплуатируемой погружным штанговым насосом:

1 - колонный фланец; 2 — планшайба; 3 - насосно-компрессорные трубы; 4 - верхняя муфта; 5 - тройник; 6 — сальник; 7 - устьевой шток; 8 - крышка

Рис. 7.26 Станок-качалка типа СКД:

1 - подвеска устьевого штока; 2 - балансир с опорой; 3 - стойка;

4 - шатун; 5 - кривошип; 6 - редуктор; 7 - ведомый шкив;

8 - ремень; 9 - электродвигатель; 10 - ведущий шкив;

11 - ограждение; 12 - поворотная плита; 13 - рама;

14 - противовес;! 5 - траверса^! 6 - тормоз .

184

185

В планшайбе предусмотрены специальные отверстия для спус­ка в скважину скважинных приборов, выполнения ремонтных работ и технологических операций.

Жидкость, подаваемая насосом, направляется через боковой отвод тройника 5 в выкидную линию и далее в замерную или газосепарационную установку.

Станок-качалка — это балансирный индивидуальный меха­нический привод штангового скважинного насоса. Его основными узлами являются (рис. 7.26) рама 13, стойка 3 в виде усеченной четы­рехгранной пирамиды, балансир 2 с поворотной головкой, траверса 15 с шатунами 4, шарнирно подвешенная к балансиру, редуктор 6 с кривошипами 5 и противовесами 14. Для обеспечения возможности изменения числа качаний станки-качалки комплектуются набором сменных шкивов 7,10.

Станки-качалки выпускаются в двух исполнениях: СК и СКД, различающихся рядом конструктивных деталей. В шифре их типо­размера указываются важнейшие характеристики привода насоса. Например, обозначение СКЗ-1,2-630 означает: СК - вариант испол­нения; 3 - грузоподъемность в тоннах; 1,2 - максимальная длина хода головки балансира в метрах; 630 - наибольший крутящий момент на валу редуктора в кг ? м. Сведения о типоразмерах станков-качалок при­ведены в табл. 7.5.

Таблица 7.5 Основные характеристики станков-качалок

Типоразме р станка-качалки .	Длин а хода, м	Глубина спуска (в м)/подача (в м3/сут) при диаметре насоса, мм
		28	32	38	43	55	68	93
1	2	3	4	5	6	7	8	9
СКЗ-1,2-630	0,6 1,2	1160 4,4 1050 10	1070 5,4 950 14	950 7,1 840 19,3	830 9 740 24,4	635 15,2 570 40,3	440 26,9 400 64,2	„
СК5-3-2500	1,3 3	1490 9 1255 23,7	1400 11,3 1160 30,3	1270 15 1005 42,3	ИЗО	900	700 48,8 550 134,5	405 103,7 345 256,5
					19 870 54	30,2 700 87,1
СК6-2,1-2500	0,9 2,1	1895 6 1600 19	1715 7 1500 24	1445 10,2 1360 32	1300 12,5 1200 40,4	1030 14,7 910 65	870 26,3 670 103,2	500 71,3 420 204

Продолжение табл. 7.5

1	2	3	4	5	6	7	8	9
	1,2	2340	2050	1740	1560	1250	1110	840
Ж12-2,5-4000	2,5	5,2 3410	7,6 2990	10,2 2600	12,7 2260	20 1210	30,6 840	55,3 560
		18,3	20	25,4	30,2	60	104	200
	1,8	2305	2235	1960	1750	1370	985	640
СК8-3,5-4000	3,5	12 1620	14 1445	18 1240	22,3 1060	36 825	65,5 620	130,4 420
		28	35,2	49,2	62,5	101,4	158	297,7
	1,8	2305	2235	1960	1750	1370	985	640
СК8-3.5-5600	3,5	12 1970	14 1900	18 1670	22,3 1445	36 1075	65,5 815	130,4 550
		27,5	34,6	46,8	59,6	96,4	153,3	288,4
	1,5	2610	2290	1950	1750	1400	1240	850
СК10-3-5600	3	8,3 2590	10,1 2450	13,3 2290	16,3 2000	25,4 1380	38,6 930	81 605
		22,6	28	35,5	43,5	74,8	125,5	239,3
	0,9	1166	1078	870	754	570	427	—
СКДЗ-1,5-710	1,5	7,5 1022	9,4 906	13,5 727	17,3 598	29,2 437	46,3 313
		14,2	18,3	25,7	33,1	54,8	84,9
	0,9	1484	1372	1209	1045	783	583	334
СКД4-2,1-1400	2,1	6,7 1264	8,2 1127	10,6 919	13,8 780	24,4 567	40,5 408	87,6 235
		20,3	25,8	36,1	46,1	76,2	118,2	225,8
	0,9	1810	1676	1369	1145	1065	751	490
СКД6-2,5-2800	2,5	5,2 1804	6,6 1490	8,8 1453	11,0 1251	17,7 857	35,7 609	72,5 386
		22,0	28,5	37,0	48,0	82,1	129,7	245,5
	1,6	2187	2064	1867	1346	1600	976	637
СКД8-3-4000	3	10,2 1956	12,3 1843	15,5 1661	25,0 1176	32,0 980	55,9 750	112,2 469
		23,1	29,1	39,3	53,7	87,2	131,0	249,6
	1,8	2788	2552	2172	1694	1872	1230	796
СКД10-3 5-5600	3,5	11,5 2446	13,4 2305	17,3 2041	27,5 1389	35,4 1106	57,7 860	120 544
		27,5	34	45,3	62,7	101,9	151,8	288,9
	1,6	2689	2363	2011	1997	1733	1291	971
СКД12-3-5600	3	9,1 3161	11 2989	14,3 2691	19,1 1808	29,4 1377	41,5 1028	74,4 644
		22,7	26,6	32,5	50,3	82,4	122,0	236,6

186

187

Рис. 7.27. Оборудование устья скважины, эксплуатируемой глубинными центробежными или винтовыми насосами:

1 - крестовина; 2 - разъёмный корпус; 3 - резиновый уплотнитель;

4 - кабель; 5 - эксцентричная планшайба; 6 - выкидная линия;

7 - обратный клапан; 8,9 - задвижка; 10,11 - манометр

188

Оборудование устья скважин, эксплуатируемых глубинны­ми центробежными и винтовыми насосами, идентично. Оно изображено на рис. 7.27. Крестовина 1 навинчивается на ответную муфту колонной головки и имеет боковые задвижки. Насосный агре­гат на НКТ подвешивают на специальной разъемной эксцентричной планшайбе 5, имеющей отверстие для кабеля 4. Места ввода кабеля и НКТ уплотняются разъемным корпусом 2 и резиновым уплотните­лем 3, который поджимается разъемным фланцем. Межтрубное пространство соединено с выкидной линией 6, на которой установлен обратный клапан 7 для отвода газа при работе скважины. Задвижка 8 позволяет спускать в скважину различные измерительные.приборы и механические скребки для очистки подъемных труб от парафина. Для этого на тройнике устанавливают специальный лубрикатор. Задвиж­ка 9, установленная на выкиде устьевой арматуры, служит для регулирования режима работы скважины. Давления на выкиде и в межтрубном пространстве замеряются манометрами 10, 11.

Одновременная раздельная эксплуатация нескольких пластов одной скважиной

Опыт разработки нефтяных и газовых месторождений пока­зывает, что более половины всех капитальных вложений приходится на бурение скважин. Кроме того, не всегда в пластах содержатся рен­табельные для извлечения самостоятельной сеткой скважин запасы нефти и газа. Уменьшить затраты на бурение скважин и сделать рен­табельной добычу нефти и газа из пластов с небольшими запасами позволяет одновременная раздельная эксплуатация нескольких пла­стов одной скважиной (ОРЭ).

Метод ОРЭ заключается в том, что пласты в скважине разоб­щаются с помощью специальных устройств (пакеров) и для каждого пласта создаются отдельные каналы для выхода продукции на повер­хность, снабженные соответствующим оборудованием.

Принципиальные схемы ОРЭ приведены на рис. 7.28 (насос­ное оборудование, фильтры, якори условно не показаны). При одновременной эксплуатации двух пластов с одним пакером (рис. 7.28 а) продукция нижнего пласта отводится на подъемной трубе, нижне­го - по межтрубному пространству. В случае одновременной эксплуатации трех пластов с двумя пакерами (рис. 7.28 б) использу­ются две подъемные трубы, а с тремя пакерами (рис. 7.28 в) -- три трубы. Раздельная эксплуатация трех пластов одновременно возмож­на только в наиболее простых случаях и поэтому применяется очень редко.

189

190

Продукция разных пластов доставляется на поверхность раздельно, что позволяет не смешивать разносортные (например, вы­сокосернистые и малосернистые) нефти. Более того, одновременно можно добывать из одного пласта нефть, а из другого — газ. Различ­ными могут быть и способы эксплуатации разных пластов. Согласно принятой терминологии принято для краткости именовать ту или иную технологическую схему совместной эксплуатации названием способа эксплуатации сначала нижнего, а затем верхнего пласта. На­пример, схема насос-фонтан означает, что нижний пласт эксплуатируется насосным способом, а верхний - фонтанным.

Возможности раздельной эксплуатации пластов через одну скважину существенно зависят от диаметра эксплуатационной колон­ны. Если он мал (меньше 168 мм), то диаметры подъемных труб невелики и их гидравлическое сопротивление является повышенным, что отрицательно сказывается на дебите скважин.