В опрос 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. Трубы меньшего диаметра подвеши­ваются на резьбе переводника (стволовой катушки), размещаемом над тройником. При однорядной конструкции подъемника нижний трой­ник не ставится и трубы, подвешиваемые к нему, не спускаются. При­меняется также муфтовая подвеска труб.

Вопрос 4.4. Фонтанная арматура

Фонтанная арматура выполняет несколько функций, главные из которых: удержание на весу колонны НКТ, спущенной в скважину, а при двухрядном подъемнике - двух колонн, герметизация затруб-ных пространств и их взаимная изоляция, обеспечение возможности регулирования режима работы скважины в заданных пределах, непре­рывности ее работы и исследования скважины путем измерения пара­метров ее работы как внутри самой скважины, так и на поверхности.

Отказы, а тем более разрушение фонтанной арматуры приводят не только к нарушению эксплуатации скважины, но и к авариям, от­крытому фонтанированию.

Рис. 4.5. Этапы совершенствования оборудования для эксплуатации

скважин фонтанным способом:

1 - манометр «буферный»; 2 - задвижка; 3 - штуцер-дроссель;

4 - фонтанный подъемник; 5 - трубная головка фонтанной арматуры;

б - елка фонтанной арматуры; 7, 8 - тройник; 9 — манометр; 10, 11 - задвижка;

12, 14 - задвижки-дублеры; 13- задвижка стволовая; 15 – пакер

-128-

Создание и серийное производство фонтанной арматуры для сква­жин больших глубин (5000-7000 м) при анормальных пластовых дав­лениях и дебитах от нескольких сот до 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 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

Dy, мм	50	65	80	100	150
Р, МПа	35 - 105	7-70	21 - 70	21 -35	21 -35

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 –

Рис. 4.6. Типовые схемы фонтанных арматур:

1 -манометр; 2 - вентиль; 3 - буферный фланец под манометр;

4 - запорное устройство; 5 - тройник; 6 - дроссель;

7 - переводник трубной головки; 8 - ответный фланец; 9 - трубная головка; 10 - крестовина елки

Рис. 4.7.Фонтанная арматура: а - арматура крестовая; б - арматура тройниковая

-131-

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-

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.