Арматура для фонтанных нефтяных и газовых скважин

Для освоения и пуска в эксплуатацию высоконапорных фонтанных скважин место­рождений Каспийского моря используют выпускаемую отечественными заводами фонтан­ную арматуру, предназначенную для герметизации устья, контроля и регулирования режима эксплуатации скважин, а также для проведения некоторых технологических операций.

Фонтанная арматура позво­ляет:

· проводить работы по освоению и пуску в эксплуатацию фонтанной или компрессорной (эргазлифтной) скважины;

· закачивать в скважину сжатый газ (воздух), жидкость и их смеси;

· направлять продукцию скважины в нефтегазопровод, на нефтесбор-ные пункты, на груп­повые установки, в комбайны и коллекторы;

· регулировать отбор продук­ции из скважины;

· замерять забойное, устьевое, кольцевое и затрубное давления;

· проводить различные исследовательские работы и геолого-тех­нические мероприятия (по очистке подъемных труб от парафина, солей и т. д.);

· глушить скважину прокачкой воды или бурового раствора либо закрыть ее на определенное время.

Рис. 3. Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКК на рабочее давление 70 МПа: 1, 2, 6 и 7 –пакеры; 3 – промежуточная колонная головка; 4 и 9 – подвески; 5 – манифольд промежуточной колонной головки; 8 – нижная колонная головка; 10 - манифольд нижней колонной головки; 11 –вентиль

Фонтанная арматура состоит из трубной головки, фонтанной елки, запорных устройств с ручным, дистанционным и автоматиче­ским управлением и регулирующих устройств.

Трубная головка, устанавливаемая на колонную головку, пред­назначена для подвески одного или двух рядов подъемных труб, герметизации затрубного пространства и контроля за давлением, а также для выполнения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин.

Колонны подъемных труб подвешивают к фонтанной арматуре на резьбе трубной головки или на муфтовой подвеске.

Фонтанная елка, устанавливаемая на трубной головке, пред­назначена для транспортирования продукции скважины через манифольд в магистральные трубопроводы, перекрытия или перевода потока продукции скважины с одной струны на другую, регулиро­вания режима эксплуатации, проведения исследовательских и ре­монтных работ, измерения давления и температуры среды, а также для проведения технологических операций.

Елка может быть тройниковой одно- или двухструнной либо крестовой (двухструнной).

Арматуру с двухструнной елкой применяют для тех скважин, на которых нежелательно перекрывать поток продукции при замене узлов и деталей.

Рис. 4. Фонтанная арматура типа АФ6аВ-80:50 700К2: 1 – задвижка с дистанционным управлением типа ЗМАДП; 2, 6, 7, 13, 15, 17 – задвижки с ручным управлением типа ЗМАД; 3 – переводной фланец; 4 и 16 – крестовины; 5 –подвеска; 8, 12, 14 и 18 – вентили; 9 и 21 – распределители; 10 и 20 – регулируемые дроссели; 11 и 19 – задвижки с автоматическим управлением типа ЗМАДП

При тройниковой двухструнной елке необходимо направлять продукцию скважины по верхней струне, при крестовой - по лю­бой из струн.

Продукция скважины направляется по запасным струнам в тех случаях, когда заменяют быстроизнашивающиеся детали дросселя, задвижки или ремонтируют рабочие струны.

Давление контро­лируют манометрами. Вентиль под манометр служит для его раз­общения с рабочей полостью арматуры и снижения давления до атмосферного. На промежуточных фланцах боковых отводов пре­дусматривают отверстия под карман для термометра.

Боковые струны арматуры оканчиваются ответными фланцами для приварки к линиям манифольда. На фланцах боковых отводов трубной головки и фонтанной елки предусмотрены отверстия для подачи в затрубное пространство и ствол елки ингибиторов корро­зии и гидратообразования.

На рис.4 в качестве примера представлена фонтанная арма­тура, рассчитанная на рабочее давление 70 МПа, с прямоточными задвижками с автоматической подачей смазки.

Внутрискважинное оборудование «Камко», «Бэйкер», «Отис»

Насосно-компрессорные трубы

При эксплуатации скважин насосно-компрессорные трубы (НКТ) играют основную роль. Они должны:

иметь определенное поперечное сечение, обеспечивающее пропуск жидкости, поднимаю­щейся от забоя скважины;

предохранять обсадную колонну от кор­розионного и эрозионного воздействия добываемой продукции;

если установлен пакер, то предохранять от чрезмерно высокого давления.

Та­ким образом, к качеству НКТ предъявляются достаточно строгие требования. Часто трубы в высоконапорных газовых и газоконденсатных скважинах работают в условиях, когда требуется противо­стоять высоким перепадам давлений, и следовательно, резьбы НКТ должны обеспечивать герметичное уплотнение металла по металлу. Поэтому для газовых, газоконденсатных и газоконденсатонефтяных скважин с высоким давлением необходимы НКТ с высокогреметичными резьбами и увеличенной толщиной стенки.

Отечественные заводы изготавливают НКТ (в соответствии с требованиями ГОСТ 633-80) двух типов: с гладкими и с выса­женными наружу концами, на которых нарезают наружную резьбу и на один конец навинчивают соединительную муфту.

В условиях эксплуатации скважин на море для предотвраще­ния отложений парафина, солей и гипса, а также для защиты от коррозии на НКТ наносят защитные покрытия. При использовании труб с покрытиями уменьшается число текущих ремонтов скважин и увеличивается срок службы труб.

Внутреннюю поверхность НКТ покрывают жидким стеклом, эмалями, эпоксидными смолами или лаками. Наиболее распростра­нено остеклование труб. Указанные покрытия хорошо зарекомендовали себя на практике: при дефор­мации труб сохраняется целостность покрытий и устойчивость их к истиранию.

Испытания труб на «раздавливание» показали, что лаковые по­крытия при этом не разрушаются, в эпоксидных покрытиях образу­ются трещины, а эмаль и стекло разрушаются. По износостойкости силикатные покрытия (эмали и стекла) превосходят полимерные (смолы и лаки). Термостойкость полимерных покрытий составляет 100-150 °С, силикатных – 200-600,°С.

При фонтанно-компрессорной эксплуатации предельно допусти­мая, т. е. безопасная, глубина спуска труб (табл.1) определяется с учетом растяжения НКТ от собственного веса по следующим формулам:

для труб с высаженными наружу концами

, (1)

для гладких труб:

, (2)

где - предел текучести материала труб при растяжении, - коэффициент запаса прочности, обычно принимаемый равным 1,3- 1,5; - плотность материала труб; g - ускорение свободного па­дения тела; Q - страгивающая нагрузка для труб; - вес 1 м труб.

Таблица 1

Предельная глубина спуска одноразмерных колонн гладких насосно-компрессорных труб

Условный диаметр трубы, мм	Способ эксплуатации	Глубина спуска (м) при группе прочности стали
Д	К	Е	Л	М
	Фонтанно-компрессорный Насосно-компрессорный Фонтанно-компрессорный Насосно-компрессорный Фонтанно-компрессорный Насосно-компрессорный Фонтанно-компрессорный Насосно-компрессорный Фонтанно-компрессорный Насосно-компрессорный Фонтанно-компрессорный Насосно-компрессорный

При насосном способе эксплуатации предельно допустимая глу­бина подвески колонны труб определяется по формуле

(3)

где - вес 1 м штанги; - вес 1 м столба жидкости в коль­цевом пространстве между штангой и трубой.

При спуске комбинированных колонн НКТ, а также при соеди­нении подземного оборудования скважин, имеющего присоедини­тельные концы с резьбой НКТ, применяют переводники.

Дата добавления: 2014-12-29