Оглавление Фонтанный способ эксплуатации

Оборудование для фонтанной эксплуатации

Оборудование фонтанной скважины обычно состоит из арматуры устья и колонны НКТ. Колонна НКТ в некоторых случаях оснащается приемной воронкой, иногда клапанами-отсекателями или седлами для установки вставных клапанов-отсекателей. Иногда в скважине устанавливают пакер.

Несмотря на относительную простоту оборудования скважин для фонтанной добычи нефти и газа, оно выполняет очень ответственные функции и должно быть особенно надежно, так как аварии с оборудованием при фонтанировании могут привести к выбросам и пожарам. Кроме того, оно часто весьма металлоемко (масса арматуры устья скважины составляет от 0,6 до 4,0 т), что при значительном числе фонтанирующих скважин ведет к большому расходу металла. Поэтому при конструировании арматуры необходимо стремиться не только к увеличению ее надежности, но и к сокращению металлоемкости.

1.Наземное оборудование

1.1.Колонные головки

Устье скважин после окончания бурения оборудуется колонной головкой, на которую устанавливается фонтанная арматура. В зависимости от условий бурения скважина может иметь одну или несколько обсадных колонн. Соответственно этому меняется и конструкция колонной головки.

Колонные головки предназначены для обвязки обсадных колонн нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин.

Колонная головка при эксплуатации скважины должна не только герметизировать межтрубное пространство, но и позволять замерять в них давление, отводить из них газ или заполнять их тяжелой жидкостью при газопроявлении. Для этого в колонных головках имеются отверстия, закрытые пробками. Вместо пробок можно подсоединять трубки манометров или технологические трубопроводы. В некоторых случаях должно быть обеспечено передвижение колонн относительно друг друга без потери герметичности затрубного пространства (например, в случае подачи в скважину теплоносителя). Тогда колонная головка оснащается сальником, который позволяет эксплуатационной колонне перемещаться в вертикальном направлении без нарушения герметичности затрубного пространства.

При бурении скважин на колонных головках размещают превентор, в процессе эксплуатации – фонтанную арматуру. Существуют шесть схем обвязки обсадных колонн (рис. 1).

Рис. 1

Колонные головки изготавливают двух типов (рис. 2):

- однофланцевые колонные головки, которые нижней частью корпуса крепят к кондуктору; на корпус и на фланец верхней части корпуса подвешивают и герметизирую техническую или эксплуатационную колонну;

- двухфланцевые промежуточные колонные головки, которые нижним фланцем корпуса устанавливают либо на колонный фланец кондуктора, либо на стоящую ниже колонную головку; на корпус и на фланец верхней части корпуса подвешивают и герметизируют техническую, промежуточную или эксплуатационную колонну.

Рис. 2. Колонные головки по ГОСТ 30196-94:

а - однофланцевая нижняя; б - двухфланцевая промежуточная или верхняя; I - корпус с верхним фланцем; 2 - верхний уплотнитель; 3 - трубодержатель клиньевой; 4 - боковой от­вод; 5 - нижняя часть корпуса, соединяемая с обсадной трубой на резьбе, сваркой или дру­гим способом; 6 - нижний уплотнитель; 7 - нижний фланец

В случаях, когда устье скважины располагается в слабых или склонных к просадке грунтах, во избежание изгиба устьевой части обсадной колонны под действием сжимающей нагрузки, нижняя часть колонной головки укре­пляется стальной плитой с откосами (рис. 3).

Рис. 3. Схема укрепления нижней части колонной головки

Обсадные трубы подвешивают с использованием клиньевых и муфтовых колонных подвесок. Клиньевая подвеска состоит из корпуса и клиньев, которые в сборе устанавливают в конической расточке крестовины.

Клиньевые подвески – три-шесть наборов клиньев с зубчатой насечкой; муфтовые – с использованием резьбовых соединений. Оборудование обвязки обсадных колонн с использованием однофланцевых колонных головок выпускают двух типов:

• ОКМ с муфтовой подвеской обсадных труб;

• ОКК с клиньевой подвеской обсадных труб.

Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКМ (рис. 4) рассчитано на давление 14 МПа. Оно состоит из корпуса, муфтовой подвески, стопорных винтов, пробкового крана и манометра.

Рис. 4. Колонная головка муфтовая

4 - головка; 6 -головка колонная 350х35; 10 -гайка стопорная; 11 - корпус колонной головки 245х21; 12 - корпус колонной головки 324х21

Оборудование типа ОКК состоит из отдельных сборочных единиц – колонных головок нижней, про­межуточной — первой, второй и третьей (верхней).

Нижнюю колонную головку (ГНК), присоединяемую к верхнему концу кондуктора, выпускают в трех исполнениях:

• присоединение к кондуктору с помощью внутренней резьбы на корпусе головки;

• присоединение к кондуктору с помощью наружной резьбы;

• присоединение к кондуктору с помощью сварки.

На (рис. 5) представлена одна из возможных схем колонных головок.

Рис. 5.

В шифре колонных обвязок приняты следующие обозначения: О-обвязка, К-колонна, К или М-способ подвешивания колонн (соответственно на клиньях или на муфте), 1, 2, 3 и т. д. - число подвешиваемых колонн (без учета колонны кондуктора), первое число - рабочее давление, второе число - диаметр эксплуатационной колонны в мм, третье число - диаметр технической колонны, четвертое число-диаметр колонны кондуктора в мм, ХЛ- климатическое исполнение для холодного района, исполнение по коррозионной стойкости:

К1 -не коррозионностойкая (обычное исполнение)

К2-для сред, содержащих H₂S и СО₂ до 6%;

КЗ-для сред, содержащих H₂S и СО₂ до 25%;

К2И-для колонных обвязок, изготовленных из малолегированной

и низкоуглеродистой стали с применением ингибитора в скважине.

Например, оборудование обвязки обсадных колонн с клиньевой подвеской двух колонн (без учета колонны кондуктора) диаметром 140 и 219 мм на рабочее давление 35 МПа в коррозионностойком исполнении для сред, содержащих H₂S и СО₂ до 6%:

ОКК2-350-140х219х426К2.

Конструкция оборудования позволяет восстанавливать нарушенную герметизацию межколонного кольцевого пространства путем нагнетания специальных паст или самотвердеющих пластиков.

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.

Герметизация межколонного пространства и фланцевого соединения осуществляется с помощью верхнего и нижнего пакеров из эластомеров или уплотнений различной конструкции. Наибольшее распространение по­лучила конструкция пакера, приведенная на рис. Межпакерное пространство заполняется уплотнительным составом типа ЛЗ-162 по ТУ 38-101315-77 или Арматол-238 по ТУ 38-101812-83 через спе­циальное отверстие в нижнем фланце и спрессовывается на расчетное дав­ление, определяемое из условия предупреждения смятия верхней обсадной трубы, но не выше рабочего давления фланцев.