Строительство скважины (устье)

Рис. 3,4 Плашечный превентор с гидроуправлением 1 - корпус; 2 - резиновые прокладки; 3 - винты; 4 - откидные крышки; 5 - гидроцилиндр; 6 - поршень; 7 - шток; 8 - коллектор; 9 - трубопровод; 10 - паропроводы; 11 - резиновые уплотнения плашек; 12 - сменные вкладыши; 13 - корпус плашки; 14 - фиксирующий винт.

Кольцевые превенторы предназначены для герметизации устья скважины при наличии или отсутствии колонны труб. Установлена следующая система обозначения кольцевых превенторов: ПУ - превентор кольцевой (универсальный); конструктивное исполнение:

• 1-с конической наружной  поверхностью уплотнителя;
• 2- со сферической наружной поверхностью уплотнителя;
• условный диаметр прохода, мм;
• рабочее давление, Мпа;
• исполнение (при необходимости) в зависимости от характеристики скважинной среды.

Общий вид кольцевых  превенторов показан на рис. 5.

Рис. 5. Кольцевые превенторы . а - типа ПУ1; б - типа ПУ2;1- крышка; 2 - уплотнение крышки; 3 - уплотнитель; 4, 7, 9 - манжеты; 5 - корпус превентора; 6 - плунжер; 8 - втулка; 10 - планшайба; 11- указатель положения уплотнителя.

Вращающиеся превенторы (ПВ) предназначены для автоматической герметизации устья скважины вокруг любой части бурильной колонны, в том числе ведущих, утяжеленных, насосно-компрессорных, а также замковых соединений бурильных труб, при ее вращении, расхаживании, наращивании и выполнении спуско-подъемных операций. Устанавливают ПВ над блоком превенторов вместо разъемного желоба для отвода бурового раствора к блоку очистки циркуляционной системы буровой установки.

ПВ применяют при бурении с промывкой аэрированным буровым раствором, с продувкой газообразными агентами, с обратной промывкой, с регулированием дифференциального давления в системе «скважина-пласт», а также при вскрытии продуктивных пластов на «равновесии» и «с депрессией» в климатических условиях широкого диапазона зон по ГОСТ 15150-69.

Для соединения с колонной головкой, а также между собой  плашечных, кольцевого и вращающегося превенторов используются соединительные и переходные фланцевые катушки и крестовины. Основные характеристики соединительных и переходных фланцевых катушек и крестовин приведены в табл. 1

Таблица 1

Технические характеристики автоматических соединений и переходных фланцевых катушек и крестовин

Условный диаметр прохода, мм	Типоразмер фланцевого соединения, мм х МПа	Высота фланцевой катушки, мм	Высота крестовины, мм
230	230x35   230x70	404  406	630  690
280	280x70	535	634
350	350x35	440	560
425	425x21	455	525

Примечание. Высота крестовины определена с отводами диаметром 80 мм.

Установки гидроуправления противовыбросовым  оборудованием. Установки предназначены для оперативного дистанционного управления превенторами и гидроуправляемыми задвижками. Противовыбросовое оборудование комплектуется станциями гидропривода типов ГУП-14, СУ14-916, СУ21-625, СУ21-875 и СУ21-1375, СУ-25/10-1250-ОП10с.

Станция гидроуправления  ГУП 14. Общий вид станции ГУП 14 показан на рис. 6.

Рис. 6. Станция гидроуправления ГУП 14. а - пульт основной; б - гидроаккумуляторная станция с основным пультом;1- корпус; 2 - панель приборов; 3, 4, 6, 7 - манометры; 5 - клапан редукционный; 8-13; 17-19 - рукоятки управления; 14 - электрооборудование; 15 - вентиль; 16, 21 - блок кранов; 20 - выключатель; 22 -вентиль; 23 - звонок громкого боя; 24 - бак масляный; 25 - заливная горловина; 26 - щуп; 27 - клапан предохранительный; 28 - обратный клапан; 29 - электродвигатель; 30 - насос аксиально-поршневой; 31 - насос ручной; 32 – пневмогидроаккумулятор.

 

4. ФОНТАННАЯ АРМАТУРА

Если на скважине предполагается высокое давление, то перед заканчиванием скважины головка обсадной или насосно-компрессорной колонны оборудуется специальными мощными клапанами и контрольно-измерительной аппаратурой. Данные клапаны регулируют поток нефти и газа из скважины и называются фонтанной арматурой. Манометры входят в состав оборудования устья скважины и фонтанной арматуры и предназначены для измерения давления в обсадной трубе и насосно-компрессорной колонне, что позволяет разработчику лучше управлять продуктивностью скважины. Иногда вместе со скважинными жидкостями выносится песок. Тонкие абразивные частицы могут истачивать краны, фитинги и дроссели.

Главная задвижка служит ключом для перекрывания скважины в  аварийных ситуациях, поэтому она всегда должна быть в хорошем, надежном состоянии. Принято пользоваться ею, только когда это абсолютно необходимо, чтобы она не повреждалась частицами песка.

Фонтанная арматура выполняет несколько функций, главные из которых: удержание на весу колонны НКТ, спущенной в скважину, а при двухрядном подъемнике - двух колонн, герметизация затрубных 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.

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.7).

 
Рис. 7 Этапы совершенствования оборудования для эксплуатации скважин фонтанным способом: 1 - манометр «буферный»; 2 — задвижка; 3 — штуцер-дроссель; 4 - фонтанный подъемник; 5 - трубная головка фонтанной арматуры; 6 - елка фонтанной арматуры; 7, 8 - тройник; 9 - манометр; 10, 11 — задвижка; 12, 14 - задвижки-дублеры; 13 - задвижка стволовая; 15 – пакер.

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.7 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. 7 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 стволy 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 в фонтанной арматуре резервных элементов, прежде всего наиболее часто отказывающих запорных устройств. Фонтанная арматура при этом еще более усложнилась (см. рис. 7 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 2):

Таблица 1

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.

 
Рис. 8. 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

Крестовая арматура (рис. 9, а) для скважин, не содержащих абразив, с проходным (условным) отверстием 50 мм, рассчитана на рабочее давление 70 Мпа.

 
Рис. 9. Фонтанная арматура: а — арматура крестовая; б — арматура тройниковая

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. 9. б) 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 задвижки. Это обусловлено большей надежностью примененных задвижек при одновременном обеспечении возможности их смены на работающей скважине, т.е. без ее остановки.

 

5. Манифольды фонтанной арматуры

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 манифольды 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. 10, а.

 
Рис. 10. Манифольд фонтанной арматуры: а - манифольд газовой скважины; б - манифольд нефтяной скважины

В фонтанной арматуре 1 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 агрегатов 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.