Обвязка устья скважины


Схема обвязки нефтяной скважины: обвязка устья и кустов

Основные схемы обвязки устья нефтяной скважины

Основное назначение оборудования устья нефтяных скважин и их кустов – обвязка колонн бурильных и  обсадных труб, цель которой –  контроль за уровнем жидкости в самих трубах и  в затрубном пространстве, предупреждение случайных выбросов и предотвращение фонтанирования добываемой из пласта жидкости.

 Загрузка ...

В состав устьевого оборудования входят противовыбросовые устройства и механизмы, обеспечивающие безопасное бурение, а также  специальный комплект  оборудования, обеспечивающий  проведение работ по испытанию пластов.

В состав противовыбросового оборудования входят:

  • различные типы превенторов, которые могут быть плашечными, вращающимися и универсальными, которые оборудованы механизмами, обеспечивающими  дистанционное и ручное управление;
  • трубопроводные обвязочные системы;
  • задвижки;
  • краны высокого давления.

Основные требования к устьевому оборудованию

Оборудование, используемое для обвязки устья нефтяной скважины (кустов скважин),  должно давать возможность:

  • быстро и надежно герметизировать устье скважины или их кустов как при спущенном бурильном инструменте, так  и при его отсутствии;
  • разряжать горную выработку в случаях повышения давления с помощью стравливания добываемого флюида (нефть или нефтяная эмульсия) посредством выкидных трубопроводов, работающих в условиях закрытых превенторов;
  • заменять газированную пластовую жидкость на промывочную (с заранее заданными параметрами) путем прямой и обратной циркуляции;
  • контролировать уровень давления в выработке в условиях закрытых превенторов;
  • отводить  газ или пластовую жидкость от устья выработки на безопасное расстояние;
  • расхаживать и проворачивать  инструмент в условиях герметизированного устья.

Основные схемы обвязки устья нефтяной скважины

Обвязка устья нефтяной скважины производится по приведенной ниже  схеме.  Эта схема и тип превентора должны отвечать  требованиям, которые оговариваются техническим проектом и геолого-техническим нарядом, которые оформляются перед началом  строительства скважин или их кустов.

Обвязка нефтяной скважины. Схема устья

Условные обозначения:

  1. Превентор  плашечного типа;
  2. Задвижка с гидроприводом;
  3. Крестовина устьевая;
  4. Манометр, оборудованный разрядным  и запорным устройством, а также  разделителем сред;
  5. Превентор кольцевой;
  6. Регулируемый дроссель с ручным приводом;
  7. Задвижка с ручным приводом;
  8. Потокогаситель;
  9. Вспомогательный пульт;
  10. Станция управления гидроприводом;
  11. Клапан обратный;
  12. Роторная установка;
  13. Трубы бурильные;
  14. Элеватор;
  15. Головка устьевая;
  16. Кран высокого давления.

Выкидные трубопроводы, отходящие  от превенторов, должны быть направлены   по прямой в противоположные стороны и оборудованы  рабочей и резервной задвижкой, рассчитанной на высокое давление. Между ними ставится  манометр, предельное значение давления в котором должно быть на 50 процентов выше ожидаемого.

Специальное контролирующее оборудование устья устанавливают на бурильную трубную колонну, для обеспечения  контроля притока газа и жидкости и, в случае необходимости, для предотвращения выброса из трубы ствола газированной пластовой жидкости.

Устьевую головку,  которая может быть как вертлюжного, так и  неподвижного типа, либо цементировочную головку привинчивают к верхней бурильной трубе. Эта головка, при помощи подвижных шарнирных угольников подсоединяется к металлическому манифольду (с применением быстроразъемных соединений), Манифольд необходимо  жестко закрепить с помощью опор к элементам буровой установки, чтобы исключить  вибрацию трубопровода. Диаметр манифольда (выкидной линии) должен быть подобран в соответствии  с диаметром ствола головки устья и с диаметром превенторного выкида.

Дополнительный трубопровод, идущий от устьевой крестовины,  выводят  из-под пола буровой установки. Он должен на конце иметь быстроразъемное соединение, которое в процессе бурения закрывают при помощи заглушки. Сама устьевая крестовина обвязывается задвижками, рассчитанными на  высокое давление. Их назначение – перекрытие потока жидкости в дополнительную трубопроводную систему с целью отвода поступающей из пласта  жидкости в специально приготовленную для этого  ёмкость.

Длина отводного трубопровода должна быть:

№Полезная информация
1для нефтяных выработок – не меньше 30-ти метров
2для разведочных и газовых – не меньше 100 метров

Перед спуском в ствол  испытателя пластов на трубах (ИПТ)  необходимо провести опрессовку устьевой головки с манифольдом.

Для этого используется  цементировочный агрегат, рассчитанный  на полуторное по сравнению с ожидаемым пластовым  давление. По окончании опрессовки гибкого манифольда, на боковых превенторных отводах необходимо закрыть  задвижки, а кран устьевой головки и кран блока контрольных  задвижек, предназначенных для мониторинга притока пластовой жидкости с помощью выхода воздуха из опущенного под воду в специальную емкость шланга, необходимо открыть.

Упрощенная обвязочная схема

Допустимо проведение испытания пласта, если устьевая головка установлена по упрощенной обвязочной схеме (см. далее), выше  на четыре – пять  метров, чем уровень  стола ротора.

В таком случае перед началом проведения испытания необходимо подготовить специальную площадку и лестницу, чтобы иметь возможность экстренно закрыть на головке устья кран высокого давления.

Обвязка устья. Упрощенная схема.

Условные обозначения:

  1. Заглушка;
  2. Головка  устья;
  3. Кран высокого давления;
  4. Угольник шарнирный;
  5. Камера штуцерная;
  6. Кран высокого давления;
  7. Вентиль;
  8. Разъединительное устройство;
  9. Манометр;
  10. Устьевая крестовина.

На мостках должна быть запасная труба с навернутым на неё обратным клапаном. Диаметр этой трубы подбирается в соответствии с диаметром опущенных в выработку труб. Допускается разница диаметров этих труб при наличии соединительного переходника.

Во время проведения испытания пласта перед тем, как закрыть запорно-поворотный клапан ИПТ с целью регистрации кривой восстановления давления, на неподвижной устьевой головке необходимо закрыть кран и отсоединить от неё металлический манифольд.

С целью обеспечения  сброса приточной жидкости  из труб в подготовленную ёмкость и обратной промывки  необходимо  закачать в затрубное  пространство  через боковой  трубопровод крестовины превентора  промывочную жидкость, используя для этого  цементировочный агрегат, с одновременным отводом  приточной жидкости из труб посредством манифольда. Промывочная жидкость из кольцевого пространства посредством циркуляционного клапана ИПТ попадает в полость труб и заполняет их. Вследствие этого, пластовая приточная жидкость   вытесняется в специально подготовленную ёмкость (например, амбар).

Схема обвязки нефтяной скважины при параметре ожидаемого давления ниже опрессовочного давления бурового шланга (меньше 15-ти мегапаскалей)

Устья скважины при проведении испытания продуктивного пласта в этом случае может быть обвязано по приведенной ниже схеме. При этом на кондукторе необходимо смонтировать специальное устройство для предотвращения выбросов. Монтаж этого устройства проводится по заранее утвержденной схеме.

Схема обвязки устья  при указанных выше условиях:

Условные обозначения:

  1. Фильтр;
  2. Пакер;
  3. Труба буровая;
  4. Кондуктор;
  5. Роторное устройство;
  6. Труба ведущая буровая;
  7. Вертлюг;
  8. Шланг буровой;
  9. Стояк;
  10. Отвод от стояка;
  11. БРС (быстроразъемное соединение);
  12. Кран запорный;
  13. Задвижка;
  14. Опора;
  15. Шланг безнапорный гибкий;
  16. специальная ёмкость, наполненная  водой  на высоту одного метра.

Все приведенные выше обвязочные  схемы скважин (или их кустов) необходимо в обязательном порядке  согласовывать в каждом конкретном случае со специалистами  Регионального Управления технологического и экологического надзора, которые входят в состав структуры Российского технического надзора, а также с противопожарной военизированной службой Министерства по чрезвычайным ситуациям, с последующим  утверждением в органах  регионального Управления при Министерстве природных ресурсов и в производственных подразделениях самих нефтедобывающих компаний.

Буровая колонна улетела в скважину. Авария при бурении

neftok.ru

Обвязка устья скважин

Оборудование устья скважины обеспечивает муфтовую подвеску НКТ, герметизацию устья (вывод кабеля и НКТ), подачу продукции и регулирование режима эксплуатации и возможность проведения различных технических операций. Герметичность вывода кабеля и НКТ достигается с помощью разъемного конуса, вставляемого в крестовину, резинового уплотнения и фланца. Для отвода затрубного газа в линию нефтесброса монтируется обратный канал [9].

На устье скважины обсадные колонны обвязываются, т.е. соединяются частью оборудования скважины, называемой колонной головкой.

Колонная головка жестко соединяет в единую систему все обсадные колонны скважины, воспринимает усилия от их веса и передает всю нагрузку кондуктору. Она обеспечивает изоляцию и герметизацию межколонных пространств и одновременно доступ к ним для контроля состояния стволовой части скважины и выполнения необходимых технологических операций.

Колонная головка служит пьедесталом для монтажа эксплуатационного оборудования, спущенного в скважину.

Конструктивно колонная головка - это сочетание нескольких связанных между собой элементов - катушек или крестовин, несущих обсадные колонны. Число этих элементов зависит от числа обсадных колонн скважин [9].

Нарушение надежности колонной головки неизбежно приводит к серьезным авариям, нанесению ущерба окружающей среде, а в отдельных случаях может быть причиной возникновения пожаров, взрывов, несчастных случаев.

К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру (рис. 4.2) и манифольд. Фонтанной арматурой оборудуют фонтанные нефтяные и газовые скважины. Ее устанавливают на колонную головку. Фонтанные арматуры изготавливают (ГОСТ 13846-84) по восьми схемам для различных условий эксплуатации. Их классифицируют по конструктивным и прочным признакам [9]:

1. Рабочему давлению (7, 14, 21, 35, 70, 105 МПа);

2. Схеме исполнения (восемь схем);

3. Числу спускаемых в скважину труб (один и два ряда концентричных труб);

4. Конституции запорных устройств (задвижки, краны);

5. Размерами проходного сечения по стволу (50-150 мм) и тоновым отводам (50-100 мм).

Фонтанная арматура предназначена для герметизации устья скважин, контроля и регулирования режима их эксплуатации, а так же для проведения различных технологических операций: направления продукции скважины в выкидную линию, регулирования режима эксплуатации, установки специальных устройств при спуске скважинных приборов или скребков для очистки труб от парафина, замера давления и температуры среды.

Она может включать в себя либо один или два тройника (одно или двухъярусная тройниковая арматура, либо крестовину (крестовая арматура)). Двухструнная (двухъярусная) тройниковая и крестовая конструкции елки целесообразны в том случае, если не желательны остановки скважин, причем рабочей является верхняя или любая боковая струна, а первая от ствола запорное устройство запасным. Двухъярусную тройниковую арматуру рекомендуют для скважин, в продукции которых содержатся механические примеси [9]. Сверху елка заканчивается колпаком (буфером) с трехходовым краном и манометром. Для спуска в работающую скважину глубинных приборов и устройств вместо буфера становится лубрикатор.

studbooks.net

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Cтраница 2

РћР±РІСЏР·РєСѓ устья скважин проектируют РІ соответствии СЃ типовыми схемами РѕР±РІСЏР·РєРё. Обвязочные трубопроводы или шлейфы газовых скважин относят Рє категории Р’ согласно РЎРќРёРџ Магистральные трубопроводы.  [16]

Для РѕР±РІСЏР·РєРё устья скважин, РІ которых РїСЂРё фонтанировании РјРѕРіСѓС‚ возникнуть осложнения РІ РІРёРґРµ выбросов, применяется колонная головка в„– 4 ( фиг. РћРЅР° состоит РёР· трех пьедесталов.  [17]

После РѕР±РІСЏР·РєРё устья скважины арматурой закачивается кислотная жидкость РёР· расчета 0 5 Рј3 РЅР° 1 РїРѕРі. Через 2 5 - 3 часа реакции соляной кислоты СЃ магниевыми заглушками создается избыточное давление РЅРµ более 8 0 - 10.0 РњРџР°, вследствие чего образуются перфорационные отверстия РІ обсадной колонне. Кислота продавливается РІ пласт, если терригенный коллектор, Рё оставляется РЅР° забое для кислотной ванны, если продуктивный пласт представлен карбонатным коллектором, после чего скважина осваивается компрессором или глубинным насосом.  [18]

После РѕР±РІСЏР·РєРё устья скважины уточняют положение цемент-лого стакана. Обычно разбуривают пикообразным долотом, диаметр которого должен быть РЅР° 7 РјРј меньше внутреннего диаметра обсадной колонны, считая ло самой толстостенной трубе.  [19]

После РѕР±РІСЏР·РєРё устья скважины РІ обсадную колонну спускают желонку или пикообразное долото РЅР° бурильных трубах для установления местонахождения цементного раствора внутри обсадных труб. После уточнения местонахождения цементного раствора внутри обсадной колонны РІ случае необходимости приступают Рє раз-буриванию заливочных РїСЂРѕР±РѕРє, остатков затвердевшего цементного раствора Рё деталей РЅРёР·Р° обсадной колонны. Разбуривание должно вестись пикообразным неармированным долотом диаметром РЅР° 7 РјРј меньше внутреннего диаметра обсадной колонны, считая РїРѕ самой толстостенной трубе. Обратный клапан может разбуриваться торцевым цилиндрическим фрезером, обеспечивающим сохранность колонны РѕС‚ повреждения. Если предполагается разбурить только заливочные РїСЂРѕР±РєРё, СѓРїРѕСЂРЅРѕРµ кольцо стоп Рё цементный стакан РґРѕ обратного клапана, то можно РЅРµ оборудовать устье скважины противовыб-СЂРѕСЃРѕРІРѕР№ арматурой.  [21]

После РѕР±РІСЏР·РєРё устья скважины СЃ агрегатом ЦА-320 спрессовали нагнетательную линию РЅР° 20 РєРіСЃ / СЃРј2 ( 2 РњРџР°) Рё РІ 14 часов 50 РјРёРЅ.  [22]

Для РѕР±РІСЏР·РєРё устья двухколонных скважин, РІ которых ожидается СЃРїРѕРєРѕР№РЅРѕРµ фонтанирование без каких-либо осложнений, применяется колонная головка в„– 3 ( фиг.  [23]

РўСЂСѓР±РѕРїСЂРѕРІРѕРґС‹ РѕР±РІСЏР·РєРё устья скважины должны удовлетворять требованиям, предъявляемым Рє установкам, работающим РїРѕРґ давлением.  [24]

Схема РѕР±РІСЏР·РєРё устья скважин СЃ тремя превенторами Рё РґРІСѓРјСЏ линиями манифольда ( СЂРёСЃ. 23, Р±) отличается РѕС‚ первой схемы тем, что стволовая часть превенторной установки имеет дополнительный плашечный превентор.  [25]

Схема РѕР±РІСЏР·РєРё устья скважины, установка цементных мостов выше интервалов перфорации, возможность извлечения РёР· скважины РќРљРў устанавливаются проектной документацией РЅР° консервацию скважины.  [26]

Схемы РѕР±РІСЏР·РєРё устья скважины колонной головкой, противовыбросовым оборудованием Рё фонтанной арматурой, технические характеристики сальниковых уплотнений Рё давление РЅР° устье РїСЂРё опрессовке совместно СЃ обсадными колоннами.  [27]

Схемы РѕР±РІСЏР·РєРё устья скважины колонной головкой, противовыбросовым оборудованием Рё фонтанной арматурой, РёС… технические характеристики Рё дав-С‡ ление РЅР° устье РїСЂРё опрессовке совместно СЃ обсадными колоннами.  [28]

Р’ РѕР±РІСЏР·РєСѓ устья скважины включаются РґРІР° спаренных превентора 3, Р° РІ выкидные отводы 4 - РґРІР° газоотделителя 6, замерная емкость 7, блок задвижек после газоотделителей Рё отводы РЅР° факел.  [29]

Осуществляют РѕР±РІСЏР·РєСѓ устья скважины устьевой арматурой Рё РїРѕ колонне РќРљРў закачивают техническую соляную кислоту 24 - 27 % - Р№ концентрации РёР· расчета 0 5 Рј3 / Рј фильтра для создания кислотной ванны. Р’ течение 1 5 - 2 С‡ магниевые заглушки фильтра полностью растворяются РІ соляной кислоте.  [30]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Наземное оборудование скважины. ФА (типы). Обвязка устья газовых и газоконденсатных скважин.

     Оборудование устья газовой скважины предназначено для соединения верхних концов обсадных колонн и фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства и соединений между деталями оборудования, осуществления мероприятий по контролю и регулированию технологического режима эксплуатации скважин. Оно состоит из трех частей 1) колонной головки, 2) трубной головки и 3) фонтанной елки.

Фонтанная арматура состоит из трубной обвязки и фонтанной елки.

   Трубная обвязка – часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на колонную обвязку; предназначена для обвязывания одного или двух скважинных трубопроводов, контроля и управления потоком скважинной среды в затрубном (межтрубном) пространстве.

   Скважинный трубопровод своим верхним концом закрепляется либо в катушке-трубодержателе, устанавливаемой на трубную головку, либо в муфте-трубодержателе, устанавливаемой в корпусе трубной головки.  

Фонтанная елка – часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на трубную обвязку; предназначена для контроля и регулирования потока скважинной среды в скважинном трубопроводе и направления его в промысловый трубопровод.

   Конструкция устьевой фонтанной арматуры обеспечивает полную герметичность по отношению к окружающей среде.

Колонная головка соединяет верхние концы кондуктора и эксплуатационной колонны, герметизирует межтрубное пространство, служит опорой трубной головки с фонтанной елкой. Устьевая колонная обвязка предназначена для обвязывания двух и более колонн, контроля давления в межколонном пространстве и проведения ряда технологических операций.

В процессе бурения на устьевую колонную обвязку устанавливается превенторный блок, а в процессе освоения и эксплуатации скважин – фонтанная или нагнетательная арматура.

Пример условного обозначения устьевой колонной обвязки для обвязывания трех обсадных колонн диаметром 168, 245 и 324 мм на рабочее давление 35 МПа (350 кгс/см2), для среды нефти, газа, газоконденсата и глинистого раствора с содержанием Н2S и СО2 до 6%  по объему каждого для умеренного макроклиматического района: ОКК2-35-168х245х324К2.

На рис.16.2 изображена колонная головка на шлипсах В нижней части расположен широкоопорный пьедестал 1, навернутый до отказа на наружную резьбу обсадной колонны и закрепленный на бетонном фундаменте анкерными болтами Сверху к пьедесталу прикреплен при помощи фланцевого соединения опорный пьедестал 2, служащий для подвески эксплуатационной колонны. На конусных внутренних ребрах опорного пьедестала установлены шлипсы 3, на которых подвешена и закреплена эксплуатационная колонна Для герметизации межтрубного пространства в опорном пьедестале над шлипсами установлен сальник, состоящий из газонефтестойкого специального уплотнения 6, зажатого между двумя кольцами 4 и 7 нажимной гайкой 8. Подвеска эксплуатационной колонны на шлипсах заменяет сложный способ подвески на резьбе.

Трубная головка служит для подвески фонтанных труб и герметизации межтрубного пространства

                                                                      

Рис. 16.2. Схема колонной головки газовой скважины со шлипсовым креплением обсадных колонн

1 - широкоопорный пьедестал; 2 - опорный пьедестал для подвески эксплуатационной колонны;

3 - шлипсы; 4 и 7 - нижнее и верхнее кольца; 5 - отводной патрубок; 6 - уплотнение; 8 - нажимная гайка

Рис. 16.3. Оборудование устья скважины.

а - тройниковая арматура:   1, 11 - фланцы, 2, 9 - буферы, 3 - вентиль, 4 - манометр; 5 - задвижка; 6 - крестовина; 7, 10 - катушки; 8 - тройник; 12 - штуцер;

б - крестовиковая арматура: 1 - фланец, 2 - уплотнитель, 3, 8, 11 - буферы, 4 - вентиль; 5 - манометр; 6 - задвижка; 7, 9 - крестовины; 10 - тройник; 12 - штуцер; 13 - катушка; 14 - фланец

между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами. На трубную головку непосредственно устанавливают фонтанную елку крестовикового или тройникового типа.

Фонтанная елка монтируется выше верхнего фланца трубной головки. Она предназначена для:

1)       освоения скважины;

2)       закрытия скважины;

3)       контроля и регулирования технологического режима работы скважины.

Основной элемент фонтанной елки крестовикового типа - крестовина, а тройниковой елки - тройник. На ней монтируются штуцеры, термометры, установки для ввода ингибитора гидратообразования и коррозии, устьевой клапан-отсекатель

Устьевой клапан-отсекатель (К-301) предназначен для автоматического перекрытия выходной линии от скважины (шлейфа) при аварийном повышении давления до него или понижении давления после него (в шлейфе). Запорный элемент клапана-отсекателя К-301 выполнен в виде заслонки. Она удерживается в горизонтальном положении с помощью штока чувствительного элемента. При уменьшении давления в трубопроводе шток перемещается, освобождает заслонку, которая и перекрывает поток газа. Клапан-отсекатель открывается вручную после выравнивания давлений до и после заслонки.

 Межтрубные пространства уплотняются кольцевыми прокладками Нижние боковые отводы от трубной головки предназначены для обработки скважины и замера межтрубного давления. Из двух отводов фонтанной елки один рабочий, второй резервный. Фонтанная елка крестовикового типа имеет небольшую высоту, удобна в обслуживании, уравновешена. Применяется в случае, если в потоке газа отсутствуют твердые взвеси, газообразные или жидкие коррозионные агенты, способные вызвать коррозию крестовины и тем самым вывести скважину из эксплуатации.

Фонтанная арматура (елка) тройникового типа имеет два тройника. Верхний - рабочий, нижний - резервный. Нижний используется только во время ремонта или замены верхнего. Фонтанная арматура тройникового типа имеет большую высоту (до 5 м от поверхности земли), неудобна в обслуживании, неуравновешена.

Рис. 16.4. Комплекс устьевого оборудования для высокодебитных скважин:

1 - угловой регулирующий штуцер; 2 - автоматический отсекатель; 3 - стволовая пневматическая задвижка; 4 - трубная головка

Применяется в особо сложных условиях эксплуатации скважины - при наличии твердых взвесей в потоке газа, вызывающих абразивный износ оборудования, газообразных или жидких коррозионных агентов (углекислый газ, сероводород, пропионовая, масляная или. другие кислоты жирного ряда), при резких колебаниях давления и температуры. В верхней части фонтанной елки устанавливается буферный патрубок с манометром, показывающим давление на головке скважины (буферное давление).

Фонтанная арматура выпускается на рабочие давления 4; 7,5; 12,5; 20; 30; 35; 70 и 100 МПа. Внутренний диаметр фонтанной арматуры (63 или 100 мм) выбирают в зависимости от дебита скважины и давления газа. Научно-технический прогресс в добыче газа приводит к необходимости увеличения дебита скважины и диаметра эксплуатационной колонны, а следовательно, диаметра фонтанной арматуры.

Задвижка типа ЗМ - 65х21 с ручным приводом.

                  

Задвижка ЗМ - 65х21 (рис.3.) состоит из следующих составных частей: корпуса, шлицевой гайки, шпинделя, крышки подшипников, ходовой гайки, маховика, упорных шарикоподшипников, сальникового узла, шибера, седел, тарельчатых пружин  и нагнетательного клапана.

Принцип работы задвижки состоит в том, что при вращении маховика возвратно-поступательное движение через шпиндель передается однопластинчатому шиберу, который открывает или закрывает проходное отверстие задвижки. Во избежание эрозионного и коррозионного износа не допускается работа задвижки в полуоткрытом положении затвора.

students-library.com


Смотрите также