Практическое занятие № 9

Тема: Техника и технолоия монтажа подводного устьевого оборудования

План:

1. Подводное устьевое оборудование

Цель: Изучить технологию монтажа и технику подводного устьевого оборудования

Контрольные вопросы:

1. Какие требования предъявля­ются в условиях моря к оборудованию для обвязки устья

2. При помощи чего обвязывают обсадные колонны

3. Схема обвязки обсадных колонн на устье при помощи клиновой колонной головки.

4. Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКМ1 на рабочее давление на 14 МПа.

5. Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКК на рабочее давление 21,35 и 70 МПа.

Глоссарий:

Колонная головка- оборудование, предназначенное для соединения верхних концов обсадных колонн (кондуктора, технических и обсадных труб), герметизации межтрубных пространств и служит опорой для фонтанной арматуры.

Трубная головка- оборудование, предназначенное для обвязки одного или двух рядов фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами, а также для проведения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважины.

Фонтанная елка - оборудование, предназначенное для управления потоком продукции скважины и регулирования его параметров, а также для установки манометров, термометров и приспособлений, служащих для спуска и подъема глубинных приборов.

Манифольд— система труб и отводов с задвижками или кранами — служит для соединения фонтанной арматуры с трубопроводом, по которому продукция скважины поступает на групповую замерную установку (ГЗУ).

Канатная техника - комплекс обору­дования и инструментов, необходимых для ремонтных работ в скважине, спускаемых в НКТ на проволоке, канате или тросе.

1.За период разработки газоконденсатных месторождений Кас­пийского моря накоплен обширный научно-технический и промыс­ловый опыт их освоения и эксплуатации в соответствии с изучен­ными геолого-эксплуатационными условиями. Перечисленные ме­сторождения Каспийского моря характеризуются следующими гео­лого-эксплуатационными параметрами.

Глубины залегания продуктивных горизонтов колеблются в пределах от 4000 до 6200м, пластовые давления составляют 50— 75 МПа и превышают гидростатические на 15—20 %. конденсато-содержание достигает 150—300 см3/м3, сера в продукции скважин отсутствует, имеются следы механических примесей. Начальные дебиты скважин достигают 300 т/сут нефти и более 1 млн. газа.

В условиях моря к оборудованию для обвязки устья предъявля­ются более высокие требования в отношении герметичности, проч­ности и коррозионности. Помимо этого оборудование должно быть рассчитано на высокое давление.

После цементирования, по истечении регламентированного сро­ка затвердевания тампонажного раствора обсадную колонну на устье соединяют с предыдущей и герметизируют межколонное пространство таким образом, чтобы в любой последующий момент можно было контролировать давление в нем.

Обсадные колонны обвязывают при помощи колонных головок разных конструкций. Наиболее универсальны клиновые головки (рис.1.1.), состоящие из корпуса 7, навинчиваемого на верхний ко­нец предыдущей обсадной колонны; пьедестала 1, который уста­навливают на фланец корпуса и крепят к последнему болтами; клиньев 9, при помощи которых подвешивают внутреннюю колон­ну (т. е. первую промежуточную колонну на головке кондуктора, вторую промежуточную колонну на головке первой и т. д.); уплотнительных устройств для обеспечения герметичности всех соеди­нений. В теле корпуса и пьедестала имеются боковые отверстия, закрытые пробками 8. После обвязки двух колонн в одно из таких отверстий ввинчивают кран высокого давления для контроля при помощи манометра за давлением в межколонном пространстве,, При необходимости через этот кран отводят газ на факел. При обвязке колонн, перекрывающих газоносные либо нефтеносные пласты с повышенным коэффициентом аномальности, целесообраз­но в одно отверстие вставить и приварить к корпусу (или пьеде­сталу) патрубок с краном высокого давления, через который при необходимости можно было бы закачать в заколонное простран­ство промывочную жидкость для устранения газопроявлений.

Рис.1.1.Схема обвязки обсадных колонн на устье при помощи клиновой колонной головки.

Перед обвязкой обсадную колонну, которая с момента оконча­ния цементирования остается подвешенной на крюке буровой уста­новки, натягивают с расчетным усилием и затем при помощи клиньев подвешивают к головке, после чего на верхний конец ко­лонны навинчивают пьедестал и соединяют последний с фланцем корпуса головки.

Азинмаш разработал ряд конструкций колонных головок с кли­новой подвеской труб, которыми оборудованы многие скважины месторождений Каспийского моря. Однако в настоящее время сконструировано специальное оборудование обвязки обсад­ных колонн, для подвешивания обсадных колонн, герметизации и разобщения межколонных пространств, проведения технологиче­ских операций, установки противовыбросового оборудования (в. процессе бурения) и фонтанной арматуры (в процессе эксплуата­ции).

Оборудование обвязки обсадных колонн выпускают типа ОКМ с муфтовой подвеской (рис.1.2.) и типа ОКК с клиньевой подвеской обсадных труб (рис.1.3.).

Оборудование ОКМ обеспечивает крепление эксплуатационной колонны на резьбе муфтовой подвески, ОКК предназначено для подвески двух и более обсадных колонн кондуктора (на резьбе или на сварке), технических и эксплуатационной, а также для герметизации и разобщения межколонных пространств с помощью упругих уплотнителей.

Оборудование ОКК состоит из отдельных сборочных единиц — колонных головок. Предусмотрены три способа присоединения нижней колонны головки (ГНК) к верхнему концу обсадной ко­лонны — кондуктору (три исполнения ГНК): при помощи внутрен­ней резьбы на корпусе головки; при помощи наружной резьбы и на сварке.

Рис.1.2. Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКМ1 на рабочее давление на 14 МПа.

Рис.1.3.Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКК на рабочее давление 21,35 и 70 МПа.

Колонные головки устанавливают на устье скважины последо­вательно, по мере спуска и цементирования обсадных колонн. Их подбирают с учетом максимального пластового давления, ожидае­мого при бурении следующего за обсаженным интервала сква­жины.

Конструкция оборудования позволяет восстанавливать нару­шенную герметичность межколонного кольцевого пространства на­гнетанием специальных паст или самотвердеющих пластиков.

Оборудование обвязки обсадных колонн ОКМ1 (см. рис.1.2.) рас­считано на рабочее давление 14 МПа. Оборудование состоит из корпуса 4, муфтовой подвески 2, стопорных винтов 3, пробкового крана 1 и манометра 5. Обвязка эксплуатационной колонны осу­ществляется с помощью муфтовой подвески.

Оборудование состоит из нижней, промежуточных средней и верхней колонных головок. Обвязка обсадных колонн осуществля­ется с помощью клиньевых подвесок и пакеров. Клиньевая под­веска состоит из трех клиньев, которые в сборе устанавлива­ются в конической расточке крестовины.

Для проведения технологических операций каждая из колон­ных головок оснащена манифольдами. Для контроля давления в затрубном пространстве предусмотрен вентиль с манометром.

Оборудование ОКК на рабочее давление 70 МПа (рис.1.4.) со­стоит из нижней и промежуточной колонны головок. Обвязка обсадных колонн осуществля­ется с помощью клиньевых подвесок и пакетов.

Клиньевая подвеска состоит из четырех клиньев и корпуса. Клинья в сборе с корпусом устанавливают в цилиндриче­ской расточке крестовины. 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.

Рис.1.4. Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКК на рабочее давление 70 МПа.

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 нефтесборные 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.

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.

Рис.1.5. Фонтанная арматура типа АФ6аВ-80: 50 700К2

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.

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. По требованию заказчика боковые струны могут быть оборудо­ваны двумя запорными устройствами, одно из которых (первое от ствола арматуры) запасное, а второе — рабочее. 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.1.5. в качестве примера представлена фонтанная арма­тура, рассчитанная на рабочее давление 70 МПа, с прямоточными задвижками с автоматической подачей смазки.

В качестве запорных устройств в арматуре применяются за­движки ЗМАД и ЗМАДП с двухпластинчатым шиберным затвором с уплотнением металл по металлу, с автоматической подачей смаз­ки в затвор. В зависимости от типа арматура может быть укомп­лектована задвижками с ручным, дистанционным или автоматиче­ским управлением. Задвижки с дистанционным и автоматическим управлением — пневмоприводные (ЗМАДП) с ручным дублером.

На месторождениях Каспийского моря для герметичного пе­рекрытия ствола фонтанных нефтяных и газовых скважин в ава­рийных ситуациях и при разгерметизации их устья применяют комплексы управляемых клапанов-отсекателей.

Рис.1.6 - Схема компоновки оборудования комплекса КУСА-89-350-Э:

1-станция управления; 2- трубка управления; 3-распределитель; 4-температурный предохранитель; 5-уплотгительное устройство; 6-подвесной патрубок; 7- электроконтактный манометр; 8-направляющий распределитель.

Применение этих комплексов обеспечивает:

возможность одновременного бурения, эксплуатации, а также текущего и капитального ремонтов куста фонтанных и газлифтных нефтяных и газовых скважин, расположенных на одной стацио­нарной платформе или на одной приэстакадной площадке;

предотвращение аварии при повышении давления в наземном оборудовании скважины свыше установленной нормы, а также при повышении температуры на устье скважины свыше 70°С (при возникновении пожара); местное дистанционное и автоматическое управление работой скважины.

В настоящее время серийно выпускают оборудование для от­секания фонтанных нефтяных и газовых скважин — КУСА-89-350 КУСА-73-500; КУСА-89-350-7 и т. д.

КУСА — комплекс управления скважинными отсекателями, первая цифра обозначает условный диаметр (мм) колонны подъ­емных труб; вторая — рабочее давление; Э — с электрическим при­водом управления (без Э — с пневматическим приводом управле ния); цифры, расположенные после рабо­чего давления, обозначают порядковый но­мер схемы скважинного оборудования.

Одним таким комплексом наземного оборудования (рис.1.6) можно управлять восемью и менее комплексами скважинного оборудования.

Скважинное оборудование предназна­чено для работы в среде нефти, газа, газо­конденсата и пластовой воды, содержащей механические примеси до 0,1 г/л.

Комплексы КУСА-89-350-Э и КУСА-73-500-Э применяют при температуре окру­жающего воздуха до 55 °С на скважинах, в районе расположения которых имеется источник электропитания переменного тока напряжением 380 В, частотой 50 Гц. При отсутствии указанного источника и при температуре окружающего воздуха до 35 °С используют комплексы с системой управ­ления с пневматическим приводом.

Принцип действия этих комплексов со­стоит в следующем.

После проверки герметичности скважин­ного оборудования и сбрасывания с устья шарика или герметичного клапана для пе­рекрытия нижней части скважинного обо­рудования производится посадка пакера с якорем гидравлическим способом. При ре­монтных работах, связанных с извлечением на устье скважинного оборудования, пакер можно оставить на месте после отсоедине­ния насосно-компрессорных труб с помощью разъединителя колонны.

Для компенсации изменения длины ко­лонны насосно-компрессорных труб, возни­кающего от колебания температуры в сква­жине, предусмотрено телескопическое со­единение.

Осваивают и глушат скважины через циркуляционные клапаны КЦМ механиче­ского действия, а глушат скважины в ава­рийной ситуации — через циркуляционный клапан КЦГ гидравлического действия, срабатывающий при расчетных давлениях, создаваемых как внутри насосно-компрес­сорных труб, так и снаружи. Для подачи в скважину ингибиторов разного назначе­ния предусмотрен ингибиторный клапан.

Литература:

1. Вяхирев Р.И., Никитин Б.А., Мирзоев Д.А. - Обустройство и освоение морских нефтегазовых месторождений

2. Гиматудинов Ш.К. – Справочная книга по добыче нефти

3. Гусман А.М. – Морские буровые комплексы

4. Агагусейнов Ю. А., Вишневская Э. Л., Кулиев И. П. и др. - Самоподъёмные плавучие буровые установки

5. Котик П.Т. Котик Е.П. – Разработка, освоение и эксплуатация морских месторождений 2 том

Блиц тест:

1.Для чего предназначена трубная головка?

А. подвески одного или двух рядов подъемных труб,

Б. компенсации изменения высоты труб

В. Устойчивости труб

Г. Изменения гидравлического давления

Д. подача в скважину ингибиторов

2. Для чего служит ингибиторный клапан?:

А.подача в скважину ингибиторов разного назначения

Б. изменения давления в межтрубном пространсве

В. Для очистки труб

Г. Осовение скважин

Д.расчет давления

3.Чем обвязывают обсадные колонны?

А. колонные головки разных конструкций

Б.Циркуляционные клапаны

В.Трубные головки разных конструкций

Г.ингибиторные клапаны

Д.все ответы верны..

4. расшифруйте КУСО

А. комплекс управления скважинными отсекателями

Б. комплекс установок скважин и оборудования

В. Комплекс установок сбора и освоения

Г. Комплекс улучшения систем освоения

Д.все ответы верны

5. Фонтанная арматура состоит из

А,трубной головки,

Б. фонтанной елки,

В. запорных устройств с ручным, дистанционным и автоматиче­ским управлением

Г. Регулирующие устройства.

Д.все ответы верны

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: