Конструкция трубных головок

Трубная головка предназначена для подвески насосно-комггоессорных труб (НКТ) и герметизации пространств между ними и обсадной эксплуатационной колонной, а также для замера затрубного давления и проведения исследовательских и ремонтных работ в скважине. При оборудовании скважины двумя концентричными колоннами НКТ (двухрядная конструкция подъемника) трубы большего диаметра подвешиваются на резьбовом соединении нижнего тройника (крестовины), который устанавливается на крестовину, герметизирующую затрубное пространство. Трубы меньшего диаметра подвешиваются на резьбе переводника (стволовой катушки), размещающегося над тройником. При однорядной конструкции подъемника нижний тройник не ставится и трубы, подвешиваемые к нему, не спускаются. Применяется также муфтовая подвеска труб.

Рис. 4.4. Трубная головка

Фонтанная арматура

Фонтанная арматура выполняет несколько функций, главные из которых: удержание на весу колонны НКТ, спущенной в скважину, а при двухрядном подъемнике - двух колонн; герметизация затрубных пространств и их взаимная изоляция; обеспечение возможности регулирования режима работы скважины в заданных пределах, непрерывности ее работы; исследование скважины путем измерения параметров ее работы как внутри нее, так и на поверхности.

Поломка, а тем более разрушение фонтанной арматуры приводят не только к нарушению эксплуатации скважины, но и к авариям, открытому фонтанированию.

Создание и серийное производство фонтанной арматуры для скважин больших глубин (5000 - 7000 м) при пластовых давлениях, отличных от нормальных, и дебитах от нескольких сот до тысяч кубометров в сутки жидкости или миллионов кубометров в сутки газа с большим содержанием абразива и агрессивных компонентов с высокими температурами превращается в задачу большой научной, инженерной и производственной сложности. Современная фонтанная арматура - результат многолетней работы конструкторов и изготовителей по совершенствованию устьевого оборудования этого вида эксплуатационной скважины (рис. 4.5.).

Рис. 4.5. Этапы совершенствования оборудования для эксплуатации скважин фонтанным способом:

1 — манометр «буферный»; 2 — задвижка; 3 - штуцер-дроссель; 4 — фонтанный подъемник; 5 — трубная головка фонтанной арматуры; б - елка фонтанной арматуры; 7,8 — тройники; 9 - манометр; 10, 11 - задвижки; 12, 14 - задвижки-дублеры; 13 — задвижка стволовая; 15-пакер

Необходимость в фонтанной арматуре возникла в связи с началом применения подъемника и устройств для регулирования расхода (дебита) жидкости или газа фонтанной скважины с помощью дросселей, получивших название штуцеры, а также для контроля давления жидкости или газа в подъемнике на устье (буфере) скважины. Для этого сначала применялась простейшая фонтанная арматура (рис. 4.5. б), включающая тройник, запорное устройство, вентиль, манометр, пггуцер; запорное устройство использовалось при смене штуцера. Необходимость смены штуцера без остановки скважины привела к появлению арматуры с двумя выкидными линиями - струнами. Эта арматура (рис. 4.5. в) состоит из трех тройников и трех запорных устройств и штуцеров, сочетание которых называется «фонтанной елкой». Необходимость контроля давления в межтрубном пространстве в более удобной и надежной системе подвески фонтанного подъемника привела к снабжению фонтанной арматуры дополнительным узлом 5, состоящим из тройника, запорного устройства, вентиля и манометра, получившим название трубной головки и служащим для удержания колонны подъемных труб. С этого момента фонтанная арматура начала изготовляться из двух главных частей - елки и трубной головки.

Изнашивание узлов арматуры в скважинах с большими де-битами и высокими давлениями при наличии в пластовой жидкости или газе даже небольших количеств механических примесей привело к необходимости установки дополнительных запорных устройств по стволу арматуры. Необходимость спуска в подъемник работающей скважины измерительных приборов, средств депара-финизации обусловила дополнение елки арматуры лубрикатором, а для его установки или смены введение еще одного стволового запорного устройства.

Эксгшуатация скважин в особо тяжелых условиях вследствие высоких дебитов, давлений, агрессивности сред, высокой температуры, большого количества абразива сделали необходимым наличие в фонтанной арматуре резервных элементов, прежде всего, наиболее часто отказывающих запорных устройств. Фонтанная арматура при этом еще более усложнилась (рис. 4.5. г), увеличились ее размеры, что привело к усложнению обслуживания скважины.

Для уменьшения габаритов фонтанной арматуры была разработана арматура, построенная не из тройников, а из крестовин, что также позволило улучшить ее уравновешенность и упростить обслуживание.

Разработан стандарт, который регламентирует схемы фонтанных арматур, проходные размеры, ряд рабочих и испытательных давлений, исполнения, а также размеры, что позволяет резко сократить номенклатуру и унифицировать элементы арматуры. ГОСТом предусмотрено соотношение диаметра условного проходного отверстия и давлений (таблица 3).

Таблица 3

Для последующей эксплуатации монтируют манифольд и прокладывают выкидную линию.

Фонтанные арматуры изготавливаются (ГОСТ 13846-84) по восьми схемам (рис. 4.6.) для различных условий эксплуатации. Их классифицируют по конструктивным и прочностным признакам:

- рабочему давлению (7, 14,21, 35, 70 и 105 МПа);

- схеме исполнения;

- числу спускаемых в скважину труб (один и два концентричных ряда труб);

- конструкции запорных устройств (задвижки и краны); -размерам проходного сечения по стволу (50... 150 мм) и боковым отводам (50... 100 мм).

Рис. 4.6. Типовые схемы фонтанных арматур:

1 - манометр; 2 — вентиль; 3 — буферный фланец под манометр; 4 - запорное устройство; 5 - тройник; 6 — дроссель; 7 — переводник трубной головки; 8 — ответный фланец; 9 — трубная головка; 10 - крестовина елки

Крестовая арматура (рис. 4.7. а) для скважин, не содержащих абразив, с проходным (условным) отверстием 50 мм, рассчитана на рабочее давление 70 МПа.

Рис. 4.7.Фонтанная арматура: а - крестовая; 6 — тройниковая

Елка арматуры имеет два сменных штуцера, что позволяет быстро их заменять. Арматура рассчитана как на однорядный, так и на двухрядный подъемник, в последнем случае используется другая трубная головка.

Тройниковая арматура (рис. 4.7. б) для скважин, содержащих абразив. Трубная головка, кроме крестовины 1, имеет тройник 2, что позволяет нести два ряда НКТ. На арматуре, рассчитанной на большое давление, на боковых отводах установлено не по одной, а по две задвижки. Это обусловлено большей надежностью примененных задвижек при одновременном обеспечении возможности их смены на работающей скважине.

Манифольд. Фонтанная арматура скважины соединяется с промысловыми коммуникациями сбора пластовой жидкости или газа с помощью манифольда, который представляет собой сочетание трубопроводов и запорных устройств, а иногда и клапанов, обвязывающих фонтанную арматуру. Манифольд служит для подключения к трубному и затрубному пространствам агрегатов для проведения различных операций при пуске и эксплуатации скважины.

Манифольды фонтанной арматуры обычных нефтяных скважин состоят из нескольких задвижек, крестовиков, тройников и других элементов. На более ответственных нефтяных скважинах манифольд состоит из большего числа элементов. Еще более сложны манифольды для высокодебитных газовых скважин, которые вьшолняются по следующим схемам:

Схема 1. Для мало- и среднедебитных скважин, эксплуатирующихся по одному отводу фонтанной елки.

Схема. 2. Для высокодебитных скважин, эксплуатирующихся только по подъемной колонне труб по двум отводам елки в один трубопровод.

Схема 3. Для скважин с низкими пластовыми давлениями, допускающих отбор газа из затрубного пространства по одному отводу трубной головки в один трубопровод.

Схема 4. Для двухобъектных газовых скважин, эксплуатирующихся по одному отводу фонтанной елки и одному отводу трубной головки в два шлейфа.

Схема 5. Для двухобъектных газовых скважин, эксплуатирующихся по одному отводу фонтанной елки и одному отводу трубной головки в два шлейфа.

Схема манифольда фонтанной арматуры газовой скважины показана на рис. 4.8. а.

Рис. 4.8. Манифольд фонтанной арматуры: а — газовой скважины; 6 - нефтяной скважины

В фонтанной арматуре 1 за катушкой 2 и угловыми регули-рующими штуцерами Зк4 обе рабочие струны и струны затрубного пространства обвязьшаются манифольдом с задвижками, крестовиками, тройниками, катушками, КИП, предохранительными клапанами и продувочно-задавочной линией, состоящей из линий 5 для подключения агрегатов, сбора глинистого раствора 6, подключения сепаратора 7, штуцеров 8, ДИКТа 9 и факельной линии 10.

Манифольд обеспечивает возможность подачи в скважину ингибитора; глушения с помощью продувочно-задавочной линии и продувки скважины по трубному и затрубному пространствам; проведения газодинамических исследований; подключения насосных агрегатов на достаточном расстоянии от устья; безопасного сжигания газа и конденсата в факеле; сбора глинистого раствора и других рабочих жидкостей при освоении, глушении и интенсификации притока жидкости к забою.

В манифольдах фонтанной арматуры ответственных газовых скважин применяются клапаны-отсекатели, отключающие скважину при понижении или повышении давления по сравнению с заданным. Схема манифольда фонтанной скважины показана на рис. 4.8. б. Арматура и манифольд газлифтных и нагнетательных скважин собираются из элементов, часть которых составляет арматуру и манифольд фонтанных скважин.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: