2.3.3 Оборудование при фонтанной эксплуатации

Устьевое оборудование

На месторождении Тенгиз должна быть применена фонтанная арматура крестового типа, рассчитанная на рабочее давление 70 МПа с двумя центральными запорными устройствами на стволе елки и двумя задвижками на каждом боковом отводе крестовика трубной головки. Диаметр проходного сечения ствола елки – 50 мм.

Она предназначена:

• Для герметизации устья скважины и осуществления контроля за давлением и пластовым флюидом с поверхности земли, защиты персонала и окружающей среды;

• Для производства работ по освоению и пуску в эксплуатацию фонтанной скважины;

• Для направления потока продукции скважины в выкидную линию;

• Для регулирования режима работы скважины с помощью штуцерных устройств;

• Для замера межколонных, затрубных и буферных давлений и температур;

• Для производства канатных операций;

• Для глушения скважины в случае осложнений.

Основные элементы фонтанной арматуры:

Трубная головка предназначена для подвески НКТ и герметизации затрубного пространства. На ее верхний фланец устанавливается сама арматура.

Нижняя коренная задвижка предназначена для отсечения потока скважинного флюида. Является резервной по отношению к верхней коренной задвижке. Нормальное состояние – открытое. Используется только в аварийных ситуациях.

Верхняя коренная задвижка с пневмоприводом является рабочей задвижкой для закрытия или открытия потока скважинного флюида.

Крестовина предназначена для подсоединения боковых струн фонтанной арматуры и буферной задвижки.

Буферная задвижка предназначена для контроля буферного давления.

Колпак буферной задвижки предназначен для подсоединения манометра, для контроля буферного давления, когда его снимают, то обеспечивается прямой доступ к НКТ и ВСО. Доступ к НКТ необходим при проведении канатных операций и спуске труб под давлением.

Правая механическая задвижка предназначена для отсечения потока скважинного флюида. Является резервной по отношению к правой боковой задвижке с пневмоприводом. Нормальное состояние – открытое.

Правая боковая задвижка с пневмоприводом является рабочей задвижкой для закрытия или открытия потока скважинного флюида при работе по правой струне.

Тройник линии глушения НКТ предназначен для подсоединения линии НКТ. Буровой раствор можно закачать для оглушения скважины в случае аварийной ситуации или других непредвиденных обстоятельствах.

Регулируемый штуцер предназначен для регулирования производительности скважины. Является резервным по отношению к постоянному штуцеру. Используется только при замене постоянного штуцера.

Левая механическая задвижка предназначена для отсечения потока скважинного флюида. Является резервной по отношению к левой боковой задвижке с пневмоприводом. Нормальное состояние – открытое.

Левая боковая задвижка с пневмоприводом является рабочей задвижкой для закрытия или открытия потока скважинного флюида при работе по левой струне.

Инструментальный фланец предназначен для монтажа на нем приборов КИПиА (то есть манометров, температурных датчиков и т.д.).

Постоянный штуцер предназначен для регулирования производительности скважины путем установки штуцера постоянного сечения.

Задвижка линии глушения НКТ предназначена для закачки жидкости глушения НКТ.

Устьевое оборудование (10000 API) оснащено двумя системами защиты: панель RTU (терминал дистанционного управления) и щит управления фирмы Камерон. Эти установки предусматривают: установку производственного дроссельного клапана, закрытие боковых клапанов, аварийное отключение скважины.

Обе системы предусматривают:

• установку производственного дроссельного клапана;

• закрытие боковых клапанов;

• аварийное отключение скважины (ESD).

Терминал дистанционного управления находится, в так называемом, укрытии, которое стоит в 30 метрах от устья. В укрытии, помимо RTU имеется устройство для подключения прибора Hyperlogger для учета температур и давления.

Фонтанная арматура из-за высокого содержания в пластовом флюиде корроизонноактивного сероводорода, должна быть выполнена из стали с высокими антикоррозионными свойствами.

Внутрискважинное оборудование

Подъем жидкости на поверхность должен вестись по насосно-компрессорному лифту, составленному из стальных труб. В большинстве скважин будут применяться 89-114-миллиметровые насосно-компрессорные трубы.

Набор внутрискважинного оборудования должен обеспечить:

• пропуск запланированных объемов продукции;

• ингибиторную защиту эксплуатационной колонны и НКТ;

• циркуляцию между трубным и затрубным пространством;

• возможность спуска глубинных приборов на забой скважины;

• возможность отсоединения НКТ от пакера.

Насосно-компрессорные трубы (НКТ)

Колонна НКТ проектируется с учетом:

• Максимально оптимального диаметра при разных темпах отбора флюида;

• Максимального давления на устье скважины;

• Работы в агрессивной среде;

• Работы по возбуждению скважины (кислотная обработка и гидравлический разрыв пласта);

• Воздействия растягивающих, разрывающих изнутри и сминающихся нагрузок;

При выборе НКТ необходимо знать размер трубы (внешний и внутренний диаметр), удельный вес, марку стали, тип соединения, коррозионную стойкость.

Наиболее приемлемый внешний диаметр НКТ на месторождении Тенгиз 3,500 дюймов¹. Внутренний диаметр НКТ зависит от удельного веса

Таблица 6 – Зависимость внутреннего диаметра НКТ от удельного веса

Удельный вес НКТ с внешним диаметром 3,500 дюймов фунт/фут	Внутренний диметр, дюйм
9,3	2,992
10,2	2,992
12,95	2,750
13,7	2,673

Сорта стали для НКТ при работе в условиях Тенгизского месторождения: H-40, J-55, K-55, C-75, L-80, N-80, C-90, C-95, S-95, P-105, P-110, S-125.

Типы соединения НКТ: без высадки, с наружной высадкой, с соединительным замком, составляющим одно целое с трубой.

Таблица 7 – Прочность НКТ в зависимости от веса и марки стали

Внешний диаметр, д	Марка стали	Удельный вес, ф/ф	Разрыв, ф/д2	Смятие, ф/д2
3,5	J-55	9,30	6,980	7,400
3,5	L-80	9,30	10,160	10,530
3,5	L-80	12,95	15,000	15,310
3,5	P-105	12,95	19,690	20,090

В компоновку внутрискважинного оборудования кроме НКТ входят:

• управляемый клапан-отсекатель, устанавливаемый ниже трубной головки фонтанной арматуры;

• посадочный ниппель;

• пакер;

• скользящая муфта.

Подземный клапан-отсекатель (ПКО) предотвращает неконтролируемое фонтанирование скважины в случае отказа наземного скважинного оборудования. ПКО (рисунок 3) используется: на месторождениях с большими давлениями, на морских скважинах, в регионах с легкоуязвимой природной средой, в отдаленных регионах. Клапан устанавливается на глубине 30-300 м. Существует два вида клапанов-отсекателей: автоматический и управляемый. У автоматического отсутствует линия управления на поверхности, он срабатывает при изменении давления на самом клапане. Управляемый ПКО оснащен линией управления на поверхности и управляется гидравликой.

На месторождении Тенгиз используется наиболее распространенный тип ПКО – управляемый клапан-отсекатель. Управляемый клапан-отсекатель соединен со щитом устьевого оборудования и является средством защиты при аварийных ситуациях в процессе эксплуатации скважин.

Главным преимуществом управляемого ПКО является то, что он закрывается непосредственно при падении давления на поверхности, а не при изменении динамического давления. Закрытие клапана осуществляется при помощи флиппера – рисунок 4. Недостатки: управляемый клапан-отсекатель дорого стоит, спускается вместе с колонной НКТ или устанавливается на посадочном ниппеле, для его работы требуется линия управления и манифольд.

На всех скважинах месторождения Тенгиз установлены управляемые клапана-отсекатели фирмы «Бейкер» модель FV6S. Преимущества таких ПКО: они не уменьшают пропускной диметр НКТ, позволяют проводить канатные работы ниже уровня установки НКТ, высоко надежны, в случае выхода из строя блокируется, после чего можно установить другой ПКО с помощью каната. Недостатки: высокая начальная стоимость, трудности при извлечении ПКО, необходимость в установке оборудования для герметизации надклапанного пространства.

Пакер – это механическое устройство, которое расширяется и прижимается к стенкам трубы или необсаженного ствола скважины при помощи уплотнителей. Пакер изолирует забойное пространство от пространства между двумя колоннами труб. На месторождении Тенгиз пакер в основном применяется для изоляции затрубного пространства между НКТ и обсадной колонной.

При выборе пакера, кроме стоимости учитывается его совместимость с внутрискважинными условиями (забойные давление и температура, агрессивность флюидов, наклон ствола скважины, силы, действующие на НКТ и пакер) и внутрискважинным оборудованием.

Существует два типа пакеров: съемные пакеры (спускаются на НКТ) и постоянные пакеры (спускаются независимо от колонны НКТ).

Съемные пакеры, как правило, спускаются и извлекаются вместе с НКТ. Они считаются частью колонны НКТ, а не обсадной колонны. Съемные пакеры имеют сложную конструкцию, чтобы устанавливаться многократно.

На месторождении Тенгиз в большинстве скважин установлены постоянные пакеры. Постоянные пакеры необходимы при больших глубинах скважин, высоком пластовом давлении и высокой пластовой температурой. Среди постоянных выделяют два типа пакеров: постоянные (разбуриваемые) и полупостоянные (извлекаемые). Постоянные пакеры имеют длительный срок эксплуатации, считаются частью колонны обсадной колонны, а не НКТ. Имеют простую механическую, но очень прочную конструкцию. При таких пакерах допустимо движение НКТ за счет уплотнительного элемента. Эти преимущества и были основополагающими при выборе именно этих пакеров для использования на месторождении.