Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

Оборудование устья фонтанных скважин



Условия эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, а также охрана недр и техника безопасности требуют гермитиза-ции и разобщения межтрубных пространств, спуска в скважину НКТ, направления нефти и газа в систему нефтесбора, регулирования работы скважин. Это достигается с помощью установки на устье фонтанной скважины оборудования, состоящего из колонной головки, фонтанной арматуры и манифольдов (выкидных линий).

Колонная головка предназначается для обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубных пространств, а также для подвески обсадных колонн (при многоколонной конструкции скважин) и установки фонтанной арматуры. Существуют одно-, Двух-, трех-, четырех- и пятиколонные головки.

Колонная головка должна обеспечивать:

- надежную герметизацию межтрубного пространства;

- надежное и быстрое закрепление подвески обсадных колонн;

- удобный и быстрый монтаж;

- возможность контроля за движением жидкости и газа в межтрубном пространстве;

- минимально возможная высота.

Колонные головки выпускаются на различные давления от 14,0 до 70,0 МПа. В отдельных случаях (на газовых скважинах) применяются колонные головки на давление до 150,0 МПа.

После окончания бурения скважины с колонной головки демонтируют превенторы и устанавливают фонтанную арматуРУ

Корпус колонной 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. Плотность посадки достигается за счет прижатия муфты полукольцами 5 и фланцем 4, который болтами притягивается к фланцу корпуса. Муфта 7

Рис. 65. Конструкция колонной головки для одной обсадной головки.

заканчивается фланцем 6 для подсоединения к нему фонтанной арматуры. Для опрессовки колонной головки и контроля давления в межтрубном пространстве предусмотрен боковой отвод с краном высокого давления 9 и манометром 8.

Фонтанная арматура.

Фонтанная арматура служит для:

- подвески насосно-компрессорных (подъемных) труб;

- герметизации устья скважины;

- контроля за межтрубным (между НКТ и обсадной колонной) пространством;

- направления нефти и газа в выкидную линию;

- проведения геолого-технических операций при эксплуатации скважин;

- регулирования режима работы скважины;

- проведения исследований в скважине;

- создания противодавления на забой и т.д.

Фонтанную арматуру собирают из различных тройников, крестовин и арматуры, которые соединяются между собой с помощью болтов. Соединения герметизируют с помощью металлического кольца с овальным поперечным сечением, которое устанавливается в выемке на фланцах, и затем стягивают болтами.

Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки. Трубную головку устанавливают на колонную головку. Трубная головка предназначена для подвески насосно-компрессорных труб и герметизации кольцевого пространства между фонтанными трубами (НКТ) и эксплуатационной колонной, а также для проведения различных геолого-технических мероприятий.

Фонтанная арматура тройниковая (рис. 66) состоит из крестовика 1, тройника 3 и переводной катушки 5. Тройник устанавливают при оборудовании скважин двухрядным подъемником. При этом первый ряд труб крепится к переводной катушке с помощью переводной втулки 4, а второй ряд труб крепится с помощью переводной втулки 2.

Если скважина оборудуется одним рядом насосно-компрессорных труб, то тройник на фонтанной арматуре не устанавливают.

На крестовике и тройнике трубной головки ставят запорные задвижки 12, которые служат для соединения технологического оборудования межтрубным или кольцевым пространством, а также для их герметизации. Трубная головка подвергается давлению затрубного газа, которое может быть больше, чем давление в фонтанной елке. В этой связи трубная головка рассчитывается и испытывается на давление в 1,5 раза большее, чем фонтанная елка. Это объясняется тем, что в межтрубном пространстве, которое герметизирует трубная головка, может скопиться чистый газ, и поэтому давление может достигнуть пластового.

Фонтанная елка устанавливается на трубную головку. Фонтанная елка предназначается для регулирования отбора нефти и газа, направления их в выкидные линии, проведения ремонтных работ и исследований, а также для закрытия скважины при необходимости. Фонтанная елка состоит (рис. 66) из тройников 13,

Рис. 66. Фонтанная арматура тройниковая: 1 - крестовик, 2, 4 - переводные втулки, 3 - тройник, 5 - переводная катушка, 6 - центральная задвижка, 7 - задвижки, 8 - штуцеры, 9 - буферная заглушка, 10 - манометр, 11 - промежуточная задвижка, 12 - задвижка, 13 - тройники, 14 - буферная задвижка

Рис. 67. Фонтанная арматура крестовиковая: 1 - манометры, 2 - крановые задвижки, 3, 6 - крестовик, 4 - катушка, 5 - патрубок, 7 - колонная головка; 8 - угоютнительное кольцо чадвижек 7, устанавливаемых на выкидных линиях для перевода работы скважины на одну из них. Буферная задвижка 14 служит для перекрытия и установки лубрикатора, через который в скважину спускаются скребки для очистки лифтов от смоло-парафинистых отложений, различных приборов (глубинных манометров, термометров, пробоотборников и т.д.) под давлением, без остановки фонтанной скважины. На буферную задвижку при эксплуатации скважины устанавливают буферную заглушку 9 с манометром 10.

Все задвижки фонтанной елки, кроме задвижек на одной из выкидных линий, при работающей скважине должны быть открыты. Центральную задвижку закрывают только в аварийных случаях, направляя продукцию скважины через межтрубное пространство в выкидные линии трубной головки.

При работе скважины нефть и газ из НКТ (подъемных труб) через открытую центральную задвижку направляются по одному из выкидов в выкидную линию на групповую замерную установку (ГЗУ). Для регулирования режима работы фонтанной елки устанавливают штуцеры 8, которые представляют собой втулки с калиброванными отверстиями от 2 до 20 мм. Каждое отверстие при соответствующем забойном и буферном давлениях обеспечивает пропуск определенного количества нефти и газа. Штуцеры бывают втулочные или дисковые. Штуцеры втулочные применяются на скважинах, где вместе с нефтью с забоя поднимает-/ ся песок, а дисковые штуцеры применяются на скважинах, где в нефти нет песка.

Втулочные штуцеры, с целью продления срока службы, изготавливают из высокопрочных легированных сталей или из ме-таллокерамического материала с каналом определенного диаметра. По мере износа штуцера (диаметр отверстия штуцера увеличивается) установленный режим работы скважины нарушается, поэтому штуцер надо заменять.

В этом случае поток нефти и газа переводят временно на запасной отвод, на котором заранее устанавливают штуцер необходимого диаметра и одновременно меняют изношенный штуцер в рабочем отводе.

Существует много различных конструкций штуцеров. Простейший штуцер изготавливают в виде диафрагмы, с отверстием определенного диаметра, который устанавливается между двумя фланцами выкидной линии и зажимается болтами. На фонтанной арматуре устанавливают два манометра с трехходовыми кранами или вентилями. Один манометр устанавливается на отводе крестовика трубной головки для замера давления в межтрубном пространстве скважины, которое называют затрубным давлением. Второй манометр устанавливается на буфере арматуры и замеряет давление на устье скважины. Это давление называется буферным, или устьевым. Самым ответственным элементом фонтанных арматур являются запорные устройства. Основное требование, предъявляемое к запорным устройствам, - обеспечение аб-солютной герметичности их затворов. От их бесперебойного дей-1ствия зависит надежность работы всего устьевого оборудования 5 фонтанных скважин. Задвижки для фонтанных арматур выпускаются литые и ковано-сварные двух типов: клиновые и прямоточные с уплотнительной смазкой. Клиновые задвижки сравнительно быстро теряют герметичность ввиду того, что уплотни-тельные поверхности клина и гнезда (поверхности затворов) при открытом положении задвижек во время работы скважины подвергаются коррозии в результате контакта их с высокоминерализованной пластовой водой, содержащейся в продукции скважины, а также подвергаются воздействию механических частиц и песка, выносимого с забоя скважин вместе с нефтью и газом на поверхность.

Прямоточная, уплотняемая смазкой, задвижка сконструирована так, что в ней и в открытом, и в закрытом положении продукция скважин (нефть, газ) не соприкасается с уплотняющими поверхностями, поэтому износ уплотняющих поверхностей в ней небольшой. Эта задвижка обладает высокой стойкостью к абразивному действию механических примесей и песка, содержащихся в продукции скважины.

Пробковые краны имеют небольшой вес, они удобны при эксплуатации и в обслуживании. Уплотнительные поверхности в кране соприкасаются с продукцией скважин только во время открытия или закрытия их, что значительно снижает их коррозию и эрозию.

Сборка и установка фонтанной арматуры на устье скважины является очень важным и ответственным заключительным видом работ, особенно на скважинах с высоким давлением. Поэтому сборка и установка фонтанной арматуры на устье скважины должна вестись очень внимательно, с проверкой и опрессовкой

собранной и установленной арматуры на 2-кратное рабочее давление. Если ожидается сильное нефтегазопроявление и может возникнуть опасность раскачивания фонтанной арматуры, то ее укрепляют анкерными болтами и растяжками из стального каната.

Концевые задвижки фонтанных арматур соединяются трубопроводами с оборудованием для сбора нефти и сепарации газа. Все эти трубопроводы, предназначенные для направления газожидкостного потока от устья скважины, а также для соединения затрубного пространства с наземным оборудованием скважины, называются обвязкой скважины. Задвижка затрубного пространства скважины соединяется с одной из манифольдных линий, что позволяет при необходимости снижать давление в затрубном пространстве.

При осмотрах фонтанной арматуры фиксируются нарушения герметичности в соединениях, вибрации элементов устьевого оборудования, показания манометров. О нарушении нормальной работы скважин судят по изменениям буферного и затрубного давления, изменению дебита нефти и обводненности продукции скважины, количеству песка и т.д. Снижение буферного давления и дебита скважины с одновременным повышением давления в межтрубном пространстве может указывать на большое отложение парафина на внутренних стенках НКТ или на образование песчаной пробки в НКТ.

Одновременное снижение буферного и затрубного давления указывает на образование на забое скважины песчаной пробки или скопления минерализованной пластовой воды между забоем и башмаком, что может привести к прекращению фонтанирования. Падение давления на буфере при одновременном увеличении дебита указывает на разъедание (увеличение диаметра) штуцера и необходимость его замены и т.д.




Поиск по сайту:

©2015-2020 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.