Геологические процессы и документы

Это осуществляется с  помощью установки на устье фонтанной  скважины оборудования, состоящего из колонной головки, фонтанной арматуры и манифольдов.

8.6.1. Колонная головка

Она предназначена для  обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубных пространств, а также для подвески обсадных колонн и установки фонтанной арматуры. Существуют одно-, двух-, трех-, четырех- и пятиколонные головки; требования, предъявляемые к конструкциям колонных головок, следующие: надежная герметизация межтрубных пространств; возможность контроля за давлениями во всех межтрубных пространствах; быстрое и надежное закрепление подвески обсадных колонн; возможность крепления к одной колонной головке различных обсадных колонн, т. е. универсальность; быстрый и удобный монтаж; минимально возможная высота.

Колонная головка в  период эксплуатации скважины остается на устье и, как правило, не ремонтируется. Поэтому к ее конструкции и  качеству изготовления предъявляются  высокие требования. Выпускаются колонные головки на 14,0; 21,0; 35,0; 50,0 и 70,0 МПа рабочего давления. В некоторых случаях (на газовых скважинах) применяются колонные головки, рассчитанные на давление до 150 МПа.

После бурения с колонной головки демонтируют превенторы и устанавливают фонтанную арматуру (рис. 8.8). Корпус головки 1 навинчивается на верхний резьбовой конец кондуктора.

Обсадная колонна 10 вворачивается  в специальную муфту 7. Герметичность  соединения корпуса головки 1 и муфты 7 достигается муфтой 2 и двумя  кольцами 3 из специальной нефтестойкой резины. Плотность посадки достигается за счет прижатия муфты полукольцами 5 и фланцем 4, который болтами притягивается к фланцу корпуса. Муфта 7 заканчивается фланцем 6 для присоединения к нему фонтанной арматуры. Для опрессовки колонной головки и контроля давления в межтрубном пространстве предусмотрен

Рис. 8.8. Конструкция простейшей колонной головки для одной обсадной колонны

 

боковой отвод с краном высокого давления 9 и манометром 8.

8.6.2. Фонтанная арматура

Фонтанная арматура предназначена для подвески одной или двух колонн фонтанных труб; для герметизации и контроля пространства между фонтанными трубами и обсадной колонной; для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины; для направления продукции скважины в выкидную линию на замерную установку; для регулирования режима работы скважины и осуществления глубинных исследований.

Фонтанная арматура подвергается действию высоких температур и давлений. Однако по своим эксплуатационным характеристикам (дебит, давление, температура, газовый фактор и др.) фонтанные скважины бывают различными. Поэтому возникает необходимость иметь фонтанные арматуры, рассчитанные на различные условия работы.

Фонтанные арматуры различаются  по конструктивным и прочностным признакам: по рабочему давлению  - от 7 до 105 МПа; по размерам проходного сечения ствола - от 50 до 100 мм; по конструкции фонтанной ёлки  -  крестовые и тройниковые; по числу спускаемых в скважину рядов труб - однорядные и двухрядные; по типу запорных устройств  -  с задвижками или с кранами.

Для охвата всех возможных  условий в фонтанных скважинах  по давлению приняты следующие стандарты: арматуры на 7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа рабочего давления, причем арматура на 7, 14, 21 и 35 МПа испытывается на двойное рабочее давление, а арматура на 70 и 105 МПа - на полуторакратное давление. Собственно фонтанная арматура состоит из двух элементов: трубной головки и фонтанной ёлки. Трубная головка предназначена для подвески фонтанных труб. Обычно она представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами с установленной на ней переходной катушкой, в которую вворачивается верхний резьбовой конец фонтанных труб. При применении двух рядов труб устанавливаются две крестовины с переходными катушками. На нижней катушке подвешивается первый ряд труб (большого диаметра), а на верхней катушке - второй ряд труб (меньшего диаметра). На верхнем фланце катушки укрепляется собственно фонтанная ёлка.

Трубная головка подвергается давлению затрубного газа, которое  может быть больше, чем давление в фонтанной ёлке. Поэтому трубная головка рассчитывается и испытывается на давление примерно в 1,5 раза большее, чем фонтанная ёлка. Это объясняется тем, что в межтрубном пространстве, которое герметизирует трубная головка, может скопиться чистый газ, и поэтому давление может достигнуть пластового.

Фонтанные ёлки по конструкции  делятся на крестовые и тройниковые. Характерным узлом крестовой  арматуры является крестовина 6 (рис. 8.9) с двумя боковыми отводами, каждый из которых может быть рабочим, а второй запасным. Для тройниковой фонтанной ёлки (рис. 8. 10) характерным узлом являются тройники 7, к которым присоединяются выкидные линии -  верхняя и нижняя. Причем рабочим выкидом всегда должна быть верхняя линия, а нижняя - запасной. Это продиктовано безопасностью работы и возможностью предотвращения открытого фонтанирования. Тройниковые арматуры, как правило, применяются в скважинах, дающих вместе с нефтью абразивный материал - песок, ил. При разъедании песком верхнего тройника скважина может быть переведена на работу через нижний отвод. При этом промежуточная (между отводами) задвижка или кран закрывается; и верхний тройник, и отвод могут быть отремонтированы. При применении в этих условиях крестовой арматуры разъедание крестовины приводит к необходимости перекрытия скважины центральной задвижкой для замены крестовины. Однако крестовые арматуры более компактны, высота их меньше, обслуживание, которое заключается в снятии показаний манометров, смене штуцеров и осуществляется с мостков без лестниц. Тройниковые арматуры имеют большую высоту и требуют для обслуживания специальных вспомогательных сооружений.

Фонтанные арматуры шифруются  следующим образом:

АФТ-65Кр-140, что означает: арматура фонтанная, тройниковая с  проходным сечением 65 мм, крановая на 14 МПа рабочего давления.

АФК-50-210 - арматура фонтанная  крестовая диаметром 50 мм на рабочее  давление 21 МПа.

Рис. 8.9. Фонтанная крестовая  арматура (4АФК-50-700) высокого давления (70 МПа)

для однорядного подъемника: 1 - вентиль, 2 - задвижка, 3 - крестовина, 4 - катушка для подвески НКТ,

5 - штуцер, 6 - крестовины  ёлки, 7 - буфер, 8 - патрубок для подвески  НКТ, 9 - катушка

 

Масса фонтанной арматуры достигает 3 т, высота 4 м, ширина до 3,3 м.

8.6.3. Штуцеры.

Они являются элементом  фонтанной елки и предназначены для регулирования режима работы фонтанной скважины и ее дебита. Штуцеры устанавливаются на обеих выкидных линиях арматуры и подразделяются на нерегулируемые и регулируемые. Более просты и надежны нерегулируемые штуцеры. Они незаменимы в случаях, когда из скважины поступает песок или другой абразивный материал. Существует много конструкций нерегулируемых штуцеров, которые часто выполняются в виде коротких конических втулок из легированной стали или из металлокерамического материала с центральным каналом заданного диаметра. По мере износа штуцера установленный режим ра^боты скважины нарушается и штуцер необходимо менять. Для этого работу скважины переводят временно на запасной отвод, на котором установлен штуцер заданного диаметра, и одновременно меняют изношенный штуцер в основном рабочем отводе. В связи с этим предложено много конструкций так называемых быстросменных штуцеров (рис. 8.11).

Простейший штуцер выполняется  в виде диафрагмы с отверстием заданного диаметра, зажимаемой между  двумя фланцами выкидной линии. Применяются регулируемые штуцеры, в которых проходное сечение плавно изменяют перемещением конусного штока в седле из твердого материала. Перемещение осуществляется вращением маховика, на штоке которого имеется указатель, показывающий эквивалентный диаметр проходного кольцевого сечения регулируемого штуцера.

Такие штуцеры сложнее, дороже, имеют сальниковые уплотнения и применяются обычно в скважинах, не продуцирующих песок. В любом  штуцере происходит поглощение энергии  газожидкостной струи и

Рис. 8.10. Фонтанная тройниковая  арматура кранового типа для подвески двух рядов НКТ

(2АФТ-60 x 40 х КрЛ-125):  1 - тройник; 2 - патрубок для подвески  второго ряда НКТ;

3 - патрубок для подвески  первого ряда НКТ

Рис. 8.11. Штуцер быстросменный  для фонтанной арматуры высокого давления (ЩБА-50-700):

1 - корпус, 2 - тарельчатая  пружина, 3 - боковое седло, 4 - обойма, 5 - крышка, 6 - нажимная гайка, 

7 - прокладка, 8 - гайка  боковая. 9 - штуцерная металлокерамическая  втулка

 

снижение давления от давления на буфере до давления в отводящей линии системы нефтегазосбора. Если разность давлений велика, применяют несколько последовательно соединенных штуцеров, в каждом из которых частично снижается давление.

8.6.4. Манифольды

Манифольд предназначен для обвязки фонтанной арматуры с трубопроводом, подающим продукцию скважины на замерную установку. Применяются различные схемы таких обвязок в зависимости от местных условий и технологии эксплуатации. Поэтому эти схемы не стандартизованы, но их узлы комплектуются из элементов заводского изготовления. Простейшая схема манифольда крестовой фонтанной арматуры (рис. 8. 12) не предусматривает обвязку выкидов межтрубных пространств и предполагает наличие только одной

Рис. 8.12. Схема обвязки  крестовой фонтанной арматуры

 

выкидной линии, соединяющей  скважину с трапной или замерной установкой. В некоторых случаях  при интенсивном отложении парафина предусматривают две выкидные линии  и манифольд, допускающий работу через любой из двух выкидов.

На рис. 8.12 показаны стандартизованные узлы заводской сборки. Они очерчены четырехугольниками и помечены номером (№ 1, №2, №3). Схема предусматривает два регулируемых штуцера, два вентиля для отбора проб жидкости и газа, запорные устройства 3 для сброса продукции на факел или земляной амбар, тройники 4, крестовики 5, предохранительный клапан 6, фланцевые соединения 7. Основные узлы манифольда унифицированы с узлами и деталями фонтанной арматуры. Манифольды на концах имеют фланцы для присоединения труб диаметром 80 мм. В обозначение манифольда входят номер схемы, условный проходной диаметр и рабочее давление, например, 1МАТ-60 х 125. Выкидной шлейф соединяет манифольд арматуры с групповой замерной установкой (ГЗУ) промысловой системы нефтегазосбора, где автоматически замеряются дебиты скважин. К ГЗУ подключается группа скважин (до 24), дебит которых измеряется поочередно по определенной программе.

Одиночные фонтанные  скважины и особенно высокодебитные работают в индивидуальную трапную  установку, в которой происходит сепарация газа (иногда двухступенчатая) и замер дебита. Далее, продукция скважины вместе с водой и остаточным газом поступает в промысловый нефтесборный пункт для частичного обезвоживания путем отстоя и полной сепарации газа. Часто промысловый нефтесборный пункт совмещают с установками по обезвоживанию и обессоливанию нефти с помощью ее нагрева, промывки пресной водой с добавкой поверхностно-активных веществ - деэмульгаторов, разрушающих поверхностные пленки на границе мельчайших капелек воды и нефти.

8. 7. Регулирование работы  фонтанных скважин

Как правило, на начальных  этапах разработки фонтанные скважины и особенно высокодебитные определяют возможности нефтедобывающего предприятия. Поэтому их исследованию, регулированию  и наблюдению за их работой уделяется  повышенное внимание. Кроме того, фонтанное оборудование позволяет сравнительно просто проводить глубинные исследования, отбор глубинных проб, снятие профилей притока и прочие. Для установления обоснованного режима эксплуатации фонтанной скважины важно знать результаты ее работы на различных опытных режимах. Режимы работы фонтанной скважины изменяют сменой штуцера, а точнее диаметра его проходного отверстия. При этом необходимо выдержать скважину на новом режиме некоторое время, прежде чем проводить какое-либо измерение.

Это время необходимо, чтобы пласт и скважина перешли на установившийся режим после возмущения, вносимого в их работу сменой штуцера и изменением в связи с этим ее дебита и забойного давления. Продолжительность перехода скважины на установившийся режим различна и зависит от гидропроводности и пьезопроводности пласта, а также от относительного изменения дебита.

Признаками установившегося  режима скважин являются постоянство  ее дебита и показаний манометров, присоединенных к буферу скважины и  к межтрубному пространству. Обычно это время измеряется несколькими десятками часов.

Для построения регулировочных кривых и индикаторной линии необходимо по крайней мере четыре смены режима работы скважины. После выхода на установившийся режим работы через лубрикатор на забой скважины спускают глубинный манометр или другие приборы, а на поверхности измеряют с возможной точностью дебит, обводненность продукции, содержание песка и твердой взвеси в продукции скважины, газовый фактор или просто дебит газа, показания буферного и межтрубного манометра и отмечают вообще характер работы скважины: наличие пульсации, ее ритмичность и амплитуду, вибрацию арматуры и манифольдов. По полученным данным строят так называемые регулировочные кривые, т. е. зависимости измеренных показателей от диаметра штуцера (рис. 8.13).

Регулировочные кривые служат одним из оснований для  установления технологической нормы  добычи из данной скважины и режима ее постоянной работы, например:

недопущение забойного  давления Рс ниже давления насыщения  Рнас или некоторой его доли Рс > 0,75·Рнас;

установление режима, соответствующего минимальному газовому фактору или его значению, не превышающему определенную величину;

установление режима, соответствующего недопущению резкого  увеличения количества выносимого песка  для предотвращения образования каверны в пласте за фильтром скважины;