Конструкция эксплуатационных скважин. Устьевое и скважинное оборудование для фонтанного спо­соба добычи нефти и газа

Конструкция эксплуатационных скважин зависит от природных особен­ностей, количества эксплуатируемых продуктовых пластов (их может быть до 5), их режима функционирования (фонтанный, компрессорный, насосный), пластового давления, дебита (расхода) добываемых нефти, газа и пластовой воды, их химического состава, структуры геологических пород, через кото­рые проходит скважина, от ее глубины и др.

Уже при бурении стенки скважины укрепляются обсадными колоннами в количестве от 3 до 5 в зависимости от структуры геологических пород и глубины скважины. Все обсадные колонны (начиная со второй) должны быть закреплены, т. е. подвешены с помощью наземного оборудования обвязки обсадных труб, называемого головкой скважины. Головка скважины пред­ставляет собой комплекс устройств в виде цилиндрического корпуса с дву­мя фланцами, которые называют колонными головками. Каждая обсадная колонна состоит из обсадных труб длиной 6-10 м, соединяемых между со­бой резьбой специального профиля. Верхняя труба обсадной колонны опи­рается с помощью клиньевых или муфтовых подвесок конической формы в конической расточке (седле) внутренней поверхности корпуса соответству­ющей колонной головки.

Внутри последней по счету обсадной эксплуатационной колонны опускается колонна насосно-компрессорных (подъемных) труб. По насосно-компрессорным трубам нефть, газ и вода поднимаются из забоя скважины до ее устья. Эти трубы также длиной 6—10 м и соединяются между собой резьбой специального профиля. Одна колонна может иметь трубы одного диаметра или состоять из двух-трех их участков разного диаметра, причем более глу­бокие имеют меньший диаметр. Наземное оборудование скважины образу­ет ее устьевое оборудование. В кованном или сварном корпусе колонной головки имеются боковые фланцы или боковые отверстия с резьбой для присоединения манифольдов — боковых патрубков и запорной арматуры (краны, задвижки). Внутри колонной головки располагаются подвески, со­единенные с верхом трубы (обсадной или подъемной) резьбой, а также гер­метизирующие устройства.

Фланцы соединяют шпильками и гайками, применяют металлические прокладки. Выше верхней колонной головки подъемных труб на фланце кре­пится фонтанная арматура скважины (фонтанная елка). Основная запорная арматура, как и запорная ар­матура на боковых отводах (манифольдах), обычно состоит из двух (иногда трех) последовательно соединенных задвижек, которые работают только в одном из двух режимов: закрыто — открыто. Таким образом, головка сква­жины предназначена для подвешивания обсадных колонн и колонн подъем­ных труб, разобщения межколонных пространств, проведения ряда техно­логических операций (нагнетание промывных растворов, ингибиторов кор­розии и гидратообразования и др.), установки противовыбросного обору­дования — превентора (в процессе бурения скважины) и фонтанной арма­туры (в процессе эксплуатации скважины). Фонтанная арматура предназна­чена для герметизации устья скважины, контроля и регулирования режима ее эксплуатации, для проведения различных технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Задвижки имеют дистанцион­ное автоматическое управление (пневмопривод) и дублирующее ручное управление. Технические характеристики скважинных головок и фонтанной арматуры должны обеспечивать их надежную и долговечную эксплуата­цию при рабочих давлениях до 70 МПа и даже иногда до 100 МПа. Рабочие потоки могут быть агрессивны и содержать механические примеси абразивной породы, температура потоков достигает иногда 100° С (и даже 150—250° С для определенных технологических операций).

Совершенствование промыс­лового оборудования высокого давления (устьевого и скважинного) происхо­дит в направлении уменьшения его размеров и массы. Например, головку скважины, обычно соединенную на фланцах из множества колонных головок, можно изготовить в виде одного моноблока, который содержит внутри все устройства для подвешивания и герметизации труб, а также имеет отверстия для присоединения всех боковых манифольдов. В современных скважинах используют трубы и инструмент (приспособления) небольшого диаметра. Широко применяют быстроразъемные хомутовые соединения с металличес­кими кольцевыми прокладками, уплотняемыми внутренним давлением, в уз­лах оборудования высокого давления на нефтяных и газовых промыслах в северных районах и под водой, т. е. в экстремальных условиях, где ограничено время сборки и разборки, и это дает значительный эффект по сравнению с фланцевыми соединениями.

В середине 60-х годов в США 90% скважин име­ли по одной подъемной колонне насосно-компрессорных труб. Остальные скважины были оборудованы двумя (90%) и тремя (10%) параллельными подъемными колоннами. Сейчас есть скважины, в которых используют до пяти подъемных колонн для одновременной добычи нефти из пяти продук­товых пластов. Подъемные колонны могут быть концентрично расположе­ны одна в другой, или они могут быть параллельными.

Часто на внутреннюю поверхность труб наносят защитные покрытия (лаки, эмали, стекло, эпоксиды) для борьбы с коррозией, с отложениями солей и твердых парафинов. Чистота механической обработки внутренней поверхно­сти (шероховатость) труб или слоев защитных покрытий не должна превы­шать двух-трех микронов (полирование), что особенно эффективно против отложений твердых парафинов. Применяют облегченные трубы из высокопроч­ных сплавов на основе алюминия и даже титана для глубоких скважин.

К конструкциям скважинного оборудования, располагаемого в нижней части скважины в призабойной зоне, предъявляются определенные требования. Небольшой диаметр подъемных труб ограничивает и наружный диаметр всего скважинного оборудования, крепящегося друг к другу резьбовыми со­единениями, которые должны гарантировать герметичность и долговечность, а также при необходимости разборку (развинчивание) и подъем его из сква­жины.

В комплект скважинного оборудования входят приспособления и уст­ройства, которые могут быть использованы в будущем, например, после ре­жима фонтанирования скважины требуется переход к компрессорной (газлифтной) добыче нефти, а потом к насосной ее откачке. Комплекты сква­жинного оборудования различаются в зависимости от особенностей сква­жины, пластового давления нефти и газа и других факторов. Однако в любом случае комплект скважинного оборудования обычно включает в себя следу­ющее оборудование (в направлении вниз к забою): клапан-отсекатель, цирку­ляционные клапаны, телескопическое соединение, разъединитель колонны, газлифтные клапаны, ингибиторные клапаны, скважинную камеру, пакер, фильтр. По высоте предусматриваются различные посадочные ниппели, зам­ки и карманы, переводники, пробки, приспособления для захвата, поворота, опускания и подъема оборудования.

Клапаны-отсекатели предназначены для перекрытия подъемных труб фонтанирующих скважин при разгерметизации устья, увеличении дебита скважин выше заданного, возникновении пожара на устье. Клапаны цирку­ляционные применяют для сообщения и разобщения затрубного простран­ства с внутренней полостью подъемных труб при проведении различных технологических операций с целью освоения и эксплуатации скважин. Кла­паны ингибиторные позволяют подавать из затрубного пространства в по­лость подъемных труб ингибиторы разного назначения. Телескопическое соединение служит для компенсации температурных изменений длины ко­лонны подъемных труб. Газлифтные клапаны предназначены для автомати­ческого регулирования поступления газа, нагнетаемого из затрубного про­странства в колонну подъемных труб при добыче нефти компрессорным (газлифтным) способом. Скважинные камеры применяют для посадки газ-лифтных и ингибиторных клапанов при эксплуатации нефтяных скважин фонтанным или газлифтным способом.

Пакеры предназначены для разобщения продуктовых пластов (если их боль­ше одного) и изоляции эксплуатационной обсадной колонны от воздействия добываемой нефти и газа в процессе эксплуатации нефтяных, газовых и нагне­тательных скважин, а также при проведении ремонтно-профилактических ра­бот. Пакер — основной элемент скважинного оборудования, он опускается в скважину на колонне подъемных труб и служит обычно опорой нижнего конца подъемной колонны. Пакер должен выдерживать максимальный перепад (вниз и вверх) давлений, действующих на него в экстремальных условиях и называе- мых рабочим давлением. Якори пакера — это устройства, обеспечивающие заякоривание (фиксацию) самого пакера и посредством него всей колонны подъемных труб за внутреннюю поверхность обсадной колонны. С разъедини­телем колонны (длиной 1,5—3 м) пакер соединяется для возможного отсоеди­нения подъемных труб, установленных над ним. Конструкции пакеров очень разнообразны, они могут иметь верхнее и нижнее заякоривающие устройства. Длина пакера может достигать 2—4 м и масса 100—140 кг. Требования к конст­рукциям пакеров чрезвычайно жесткие. Обычно пакер является постоянным скважинным оборудованием, оставляемым в призабойной зоне скважины в течение долгого срока ее эксплуатации. Однако для скважин средней глубины применяют иногда пакеры съемные, которые могут быть в принципе извлече­ны из скважины. Известные зарубежные фирмы — изготовители пакеров и другого устьевого и скважинного оборудования: Cameron, Baker, Brown, Guiberson, Halliburton, Otis, Cameo и др. Большинство изготовителей придержи­вается стандартов Американского нефтяного института (API), к тому же являю­щимся организацией, которая в настоящее время сертифицирует машино­строительное производство в целом и отдельные изделия для нефтяной и газо­вой промышленности практически во всем мире.

Дата добавления: 2014-01-05