Обвязка фонтанной скважины с выкидной линией

Оборудование устья фонтанных скважин. Обвязка фонтанных скважин с выкидной линией.

Нужна помощь в написании работы?

Условия эксплуатации н и г месторождений требуют герметизации 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, оборудования, состоящего из колонной головки, фонтанной арматуры и манифольдов (выкидных линий). Колонная головка служит для обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубного пространства и установки фонтанной арматуры. Колонная головка должна обеспечивать: 1.надежную герметизацию межтрубного пространства; 2.надежное и быстрое закрепление подвески обсадных колонн; 3.удобный и быстрый монтаж; 4.контроль за движением жидкости и газа в межтрубном пространстве; 5.минимально возможная высота.

После окончания бурения скважины устанавливают фонтанную арматуру. Фонтанная арматура служит для: подвески насосно-компрессорных 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. Фонтанную арматуру собирают из различных тройников, крестовин и арматуры, которые соединяются между собой с помощью болтов. Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки. Трубную головку устанавливают на колонную головку. Она предназначена для подвески НКТ и герметизации кольцевого пространства между НКТ и эксплуатационной колонной, а также для проведения различных геолого-технических мероприятий. Фонтанная елка устанавливается на трубную головку. она предназначается для регулирования отбора нефти и газа, направления их в выкидные линии, проведения ремонтных работ и исследований, а также для закрытия скважины при необходимости. Для регулирования режима работы фонтанной елки устанавливают штуцеры, которые представляют собой втулки с отверстиями. Сборка и установка фонтанной арматуры - очень важный вид работ, особенно на скважинах с высоким давлением. Поэтому сборка и установка должна вестись очень внимательно, с проверкой и опрессовкой арматуры на 2-кратное рабочее давление. 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.

Поделись с друзьями

students-library.com

38 Оборудование устья фонтанных скважин. Обвязка фонтанных скважин с выкидной линией.

39 Добыча нефти штанговыми насосами. Схема работы штанговой насосной установки. Коэффициент наполнения и подачи штангового насоса.

Наиболее распространенным способом добычи нефти в России является эксплуатация скважин штанговыми насосами с приводом от станков-качалок (СКН). Около 70%, которыми добывается более 30% от общего объема добычи. Этому способствует простота оборудования и его обслуживания, небольшие затраты на обустройство скважин, что позволяет с высокими экономическими показателями эксплуатировать скважины с дебитами от нескольких килограммов до нескольких десятков тонн нефти в сутки.

Штанговыми глубинными насосами можно добывать нефть с глубины до 3000 метров. В основном глубинно-насосную эксплуатацию применяют в среднедебитных (до 30-40 т/сут) и малодебитных (до 1 т/сут) нефтяных скважинах. Глубинный штанговый насос представляет собой плунжерный насос специальной конструкции. Привод насоса осуществляется с поверхности через колонну штанг. Поэтому такие насосы называются глубинными штанговыми насосами. Штанговая насосная установка состоит из глубинного плунжерного насоса, который спускается на НКТ в скважину под динамический уровень, и станка-качалки, устанавливаемого на устье скважины, а также устьевого оборудования, состоящего из тройника с сальником и планшайбы. В скважину на штангах спускается плунжер насоса. Вращение электродвигателя станка-качалки при помощи редуктора, кривошипа и шатуна преобразуется в возвратно-поступательное движения балансира, передаваемое плунжеру насоса через колонну штанг. На устье скважины устанавливается тройник, в который поступает нефть со скважины. В средней части тройника имеется боковой отвод, через который нефть из скважины поступает в выкидную линию. Глубинный насос работает следующим образом. При движении плунжера вверх нижний всасывающий клапан открывается и нефть (жидкость) поступает в цилиндр насоса. В это время верхний нагнетательный клапан закрыт, так как на него действует давление столба жидкости, находящейся в насосно-компрессорных трубах. При движении плунжера вниз нижний всасывающий клапан под давлением нефти (жидкости), находящейся под плунжером, закрывается, а нагнетательный клапан открывается, и жидкость из цилиндра насоса переходит в подъемные трубы. При непрерывной работе насоса нефть поступает в насосно-компрессорные трубы, поднимается до устья скважины и через тройник поступает в выкидную линию. Минутная подача определяется как произведение подачи насоса (площадь сечения плунжера на длину его хода) за один двойной ход на число двойных ходов плунжера в минуту. V_min=F*S_пл*n

Суточная теоретич подача насоса Q_теор=1440* F*S_пл*n. На практике фактическая подача, меньше теоретической. Т.к. возможны утечки жидкости в скважину, из за наличия большого зазора между плунжером и цилиндром насоса и неисправности клапанов. Т.е. Q_факт= 1440* F*S_пл*n*J. коэффициент подачи штангового насоса J=отношению фактической суточной подачи насосной установки к его суточной теоретической подаче. J=Q_факт/Q_теор. Коэфиц подачи зависит от коэффициента наполнения насоса который равен отношению фактически поступающего под плунжер объема жидкости к цилиндрическому объему, описываемому плунжером при его ходе вверх.

studfile.net

СХЕМА ОБОРУДОВАНИЯ ФОНТАННОЙ СКВАЖИНЫ.

Фонтанные скважины имеют наземное и подземное оборудование. К наземному обо-

рудованию относятся колонная головка, фонтанная арматура и выкидная линия.

К подземному оборудованию относятся НКТ, т.е. подъемник. НКТ в фонтанных скважинах служат для подъема жидкости и газа , регулирования режима работы скважины,

проведения исследовательских работ , борьбы со смолопарафиновыми отложениями, осу-

ществления различных ГТМ, предохранения эксплуатационной колонны от коррозии, пре-

дупреждение и ликвидация песчаных пробок, проведения ремонтно-изоляционных работ в

скважинах и т.д.

В фонтанных скважинах применяют бесшовные, цельнотянутые НКТ диаметром от

48,3 мм до 114,3мм, с толщиной стенок от 4 мм до7 мм, длиной 5,5-10 м (в основном 7-8 м).

Для создания оптимальных условий движения газожидкостной смеси от забоя до

поверхности, лучшего выноса песка и механических примесей с забоя скважин и т.д. подъ-

емные трубы необходимо спускать до забоя скважины.

Практически НКТ при фонтанном способе эксплуатации спускают до верхних дыр

перфорации. В тех случаях. Когда продуктивный пласт сложен плотными горными порода-

ми и когда газ начинает выделяться в стволе скважины, НКТ можно спускать на глубину,

где давление равно давлению насыщения нефти газом.

Оборудование устья фонтанных скважин.

На устье фонтанной скважины устанавливается оборудование, состоящее из колон-ной головки, фонтанной арматуры и манифольдов.

Колонная головка предназначается для обвязки устья скважины с целью гермети-зации межтрубных пространств, а также для подвески обсадных колонн (при многоко-лонной конструкции скважин ) и установки фонтанной арматуры. Существуют одно-, двух-, трех-, четырех-, пятиколонные головки. Колонная головка должна обеспечивать надежную герметизацию межтрубного пространства, надежное и быстрое закрепление подвески об-садных колонн, удобный и быстрый монтаж, возможность контроля за движением жидко-сти и газа в межтрубном пространстве, минимально возможную высоту.

Корпус колонной головки навинчивается на верхний резьбовой конец кондуктора.

Обсадная колонна вворачивается в специальную муфту, которая заканчивается

фланцем для подсоединения к нему фонтанной арматуры. Для опрессовки колонной го-

ловки и контроля давления в межтрубном пространстве предусмотрен боковой отвод с кра-

ном высокого давления и манометром.

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

Фонтанная арматура.

Фонтанная арматура служит для подвески НКТ, герметизации устья скважины, кон-

троля за межтрубным пространством, направления нефти и газа в выкидную линию, про-ведения геолого-технических операций при эксплуатации скважин, регулирования ре-жима работы скважины, проведения исследований в скважине, создания противодавления на забой и т.д. Фонтанную арматуру собирают из различных тройников, крестовин и ар-матуры, которые соединяются между собой с помощью болтов. Соединения герметизиру-ют с помощью металлического кольца с овальным поперечным сечением, которое устана-вливается в выемке на фланцах, и затем стягивают болтами.

Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки. Трубную голов-

ку устанавливают на колонную головку. Трубная головка предназначена для подвески НКТ и герметизации пространства между НКТ и эксплуатационной колонной, а также для про-ведения различных ГТМ.

Фонтанная арматура тройниковая (рис.10) состоит из крестовика 1, тройника 3 и пе-

реводной катушки 5. Тройник устанавливают при оборудовании скважин двухрядным под-

ъемником. При этом первый ряд труб крепится к переводной катушке с помощью перевод-

ной втулки 4, а второй ряд труб крепится с помощью переводной втулки 2. Если скважина оборудуется одним рядом НКТ, то тройник на арматуре не устанавливается.

Фонтанная елка устанавливается на трубную головку. Фонтанная елка предназнача- ется для регулирования отбора нефти и газа, направления их в выкидные линии, проведе-

ния ремонтных работ и исследований, а также для закрытия скважин при необходимости.

Фонтанная елка состоит (рис.10) из тройников 13, задвижек 7, устанавливаемых на выкид-

ных линиях. Буферная задвижка 14 служит для перекрытия и установки лубрикатора, через

который в скважину спускаются скребки, различные приборы под давлением, без останов-

ки фонтанной скважины. На буферную задвижку при эксплуатации скважины устанавли-

вают буферную заглушку 9 с манометром 10. Для регулирования режима работы фонтан-

ной елки устанавливают щтуцеры 8, которые представляют собой втулки с калиброваны-

ми отверстиями от 2 до 20 мм.

Поиск по сайту

poisk-ru.ru

Устьевая обвязка высокодебитной нефтяной скважины с межколонными газопроявлениями

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Обеспечивается повышение надежности и противофонтанной безопасности эксплуатации скважин с межколонными газопроявлениями. Устьевая обвязка включает скважину с размещенными на устье многосекционной колонной головкой, трубной головкой и фонтанной елкой тройникового типа. Трубная головка снабжена двумя отводами с двумя затрубными задвижками на каждом. Между задвижками на выкидном отводе размещен инструментальный фланец. Ствол фонтанной елки выполнен из центральной и стволовой задвижек, нижнего и верхнего тройников и буферной задвижки. К верхнему тройнику присоединена рабочая струна с двумя струнными задвижками с инструментальным фланцем между ними. К нижнему тройнику присоединена резервная струна с двумя струнными задвижками с инструментальным фланцем между ними. Рабочая струна соединена с выкидным отводом трубной головки, образуя выкидную линию. На концевых участках резервной струны и задавочного отвода трубной головки размещены тройники, к ответвлениям которых через отсекающие задвижки присоединены факельная и задавочная линии. Каждая секция колонной головки снабжена задвижкой, к которой через патрубок присоединена дополнительная межколонная задвижка с предохранительным клапаном и дополнительной факельной линией с концевой задвижкой. 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к обвязке устья высокодебитных нефтяных скважин, эксплуатирующихся с межколонными газопроявлениями.

Известна кустовая обвязка газовых скважин с межколонными газопроявлениями, включающая скважины с устьями, размещенными попарно на одной линии, струны фонтанных арматур размещены параллельно оси куста скважин, выкидные линии парных скважин размещены перпендикулярно оси куста скважин и закреплены на общих якорных устройствах, выкидные линии соединены с факельной линией и газосборным коллектором, межколонные пространства парных скважин оборудованы межколонными отводами, соединенными между собой посредством тройника, к которому присоединен факельный отвод, оборудованный задвижкой и тройником, посредством которого факельный отвод соединен с факельной линией, при этом факельный отвод размещен между двумя параллельными выкидными линиями на их общих якорных устройствах [RU №111578 U1, МПК E21B 43/12 (2006.01), опубл. 20.12.2011].

Недостатком известной устьевой обвязки является то, что отсутствует возможность ликвидации межколонных газопроявлений за счет обеспечения закачивания в межколонное пространство герметизирующей композиции.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении надежности и противофонтанной безопасности эксплуатации скважин с межколонными газопроявлениями.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания изобретения, состоит в обеспечении возможности выпуска газа из межколонных пространств скважины и сжигания его в обвалованном амбаре, в обеспечении возможности закачивания в межколонное пространство герметизирующих композиций для ликвидации межколонных газопроявлений и в возможности создания циркуляции задавочной жидкости из трубного пространства в затрубное по одному и тому же трубопроводу.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что устьевая обвязка высокодебитной нефтяной скважины с межколонными газопроявлениями, включающая скважину с устьем, расположенным в шахтном колодце, с размещенной на нем многосекционной колонной головкой, каждая секция которой снабжена задвижкой, перекрывающей соответствующее межколонное пространство, трубной головкой, снабженной на противоположных сторонах отводами с двумя затрубными задвижками на каждом отводе, между задвижками, расположенными на выкидном отводе, размещен инструментальный фланец, фонтанной елкой тройникового типа, ствол которой выполнен из центральной и стволовой задвижек, расположенных друг над другом, нижнего и верхнего тройников и буферной задвижки, к верхнему тройнику присоединена рабочая струна с двумя струнными задвижками и расположенным между ними инструментальным фланцем, к нижнему тройнику присоединена резервная струна с двумя струнными задвижками и расположенным между ними инструментальным фланцем, рабочая струна посредством тройника соединена с выкидным отводом трубной головки, образуя выкидную линию, на концевых участках резервной струны и задавочного отвода трубной головки размещены тройники, к одному ответвлению которых через отсекающую задвижку присоединена факельная линия, а к другому, через отсекающую задвижку, - задавочная линия, на торцах каждой задавочной линии размещены концевые отсекающие задвижки с быстроразъемными соединениями, а на торцах факельных линий - горелки, к каждой задвижке, перекрывающей соответствующее межколонное пространство скважины, присоединен патрубок, расположенный в горизонтальной плоскости, с угольниками, расположенными в вертикальной плоскости, с размещенным между ними соединительным патрубком, к верхнему угольнику присоединена дополнительная межколонная задвижка, к которой присоединен предохранительный клапан, к которому, в свою очередь, присоединена дополнительная факельная линия с концевой задвижкой.

На чертеже схематично изображена заявляемая устьевая обвязка высокодебитной нефтяной скважины с межколонными газопроявлениями на примере оборудования скважины двухсекционной колонной головкой.

Устьевая обвязка включает скважину с устьем 1, расположенным в шахтном колодце 2.

На устье 1 размещена многосекционная колонная головка 3, каждая секция которой снабжена задвижкой 4, перекрывающей соответствующее межколонное пространство скважины.

На колонной головке 3 размещена трубная головка 5, снабженная на противоположных сторонах выкидным 6 и задавочным 7 отводами. На выкидном отводе 6 размещены затрубные задвижки 8 и 9, а на отводе 7 - затрубные задвижки 10 и 11. Между задвижками 8 и 9 размещен инструментальный фланец 12.

На трубной головке 5 размещена фонтанная елка тройникового типа, ствол которой выполнен из центральной 13 и стволовой 14 задвижек, расположенных друг над другом, нижнего 15 и верхнего 16 тройников и буферной задвижки 17.

К верхнему тройнику 16 присоединена рабочая струна 18 с двумя струнными задвижками 19, 20 и расположенным между ними инструментальным фланцем 21.

К нижнему тройнику 15 присоединена резервная струна 22 с двумя струнными задвижками 23, 24 и расположенным между ними инструментальным фланцем 25.

Рабочая струна 18 посредством тройника 26 соединена с выкидным отводом 6 трубной головки 5, образуя выкидную линию 27.

На концевых участках резервной струны 22 и задавочного отвода 7 трубной головки 5 размещены тройники 28 и 29, к одному ответвлению которых через отсекающую задвижку 30 присоединена факельная линия 31 или 32, а к другому, через отсекающую задвижку 33, - задавочная линия 34 или 35, на торцах каждой задавочной линии 34 и 35 размещены концевые отсекающие задвижки 36 с быстроразъемными соединениями 37, а на торцах факельных линий 31 и 32 - горелки 38.

К каждой задвижке 4, размещенной на колонной головке 3 и перекрывающей соответствующее межколонное пространство скважины, присоединен патрубок 39, расположенный в горизонтальной плоскости, с угольниками 40 и 41, расположенными в вертикальной плоскости, с размещенным между ними соединительным патрубком 42.

К верхнему угольнику 41 присоединена дополнительная межколонная задвижка 43, к которой присоединен предохранительный клапан 44, к которому, в свою очередь, присоединена дополнительная факельная линия 45 с концевой задвижкой 46. Дополнительные факельные линии 45 крепятся на якоре 47, на котором закреплена факельная линия 31. Факельная линия 32 закреплена на якорях 48.

Заявляемое изобретение работает следующим образом.

В процессе эксплуатации газ из продуктивного пласта по стволу фонтанной елки через открытые центральную 13 и стволовую 14 задвижки по ее рабочей струне 18 и выкидной линии 27 поступает в газосборный коллектор и далее на установку комплексной подготовки газа (не показано).

При появлении в процессе эксплуатации межколонных газопроявлений газ, скапливающийся в межколонном пространстве скважины, через открытые задвижки 4, размещенные в шахтном колодце 2 скважины, и 43, размещенную на поверхности за пределами шахтного колодца 2, и через открывшийся предохранительный клапан 44, который открывается при превышении величины межколонного давления выше настроечной величины клапана, равного предельно-допустимой величине межколонного давления данной скважины, поступает в дополнительную факельную линию 45 и выбрасывается в амбар 49, расположенный в районе концевых участков факельных линий 31 и 32.

В случае аварийного увеличения расхода газа из межколонного пространства скважины через дополнительную факельную линию 45 можно закачать в межколонное пространство герметизирующую композицию для прекращения газопроявлений, подсоединив к концевой отсекающей задвижке 46 насосную установку.

В случае невозможности ликвидации межколонных газопроявлений скважину глушат созданием циркуляции задавочной жидкости через задавочную линию 35, предварительно перекрыв отсекающую задвижку 30 на факельной линии 32, и факельную линию 31, предварительно перекрыв отсекающую задвижку 33 на задавочной линии 34.

Пример реализации заявляемой полезной модели.

Пример 1. Устьевая обвязка скважины с межколонными газопроявлениями включает двухсекционную колонную головку ОКК2-350-168×245, снабженную задвижками ЗМС 60×35, перекрывающими межколонное пространство скважины, трубную головку ТГ 100×35, снабженную задвижками ЗМС 100×35, перекрывающими затрубное пространство, фонтанную елку ЕФ 100×35. Фонтанная елка тройникового типа содержит центральную, стволовую и буферную задвижки ЗМС 100×35, нижний и верхний тройники, рабочую и резервную струны условным диаметром 100 мм. Рабочая струна соединена с выкидным отводом трубной головки, образуя выкидную линию условным диаметром 100 мм. На концевых участках резервной струны и задавочного отвода трубной головки размещены тройники, к одному ответвлению которых присоединена факельная линия условным диаметром 100 мм, а к другому - задавочная линия условным диаметром 100 мм. На торцах задавочных линий размещены концевые отсекающие задвижки ЗМС 100×35 с быстроразъемными соединениями БРС-100, а на торцах факельных линий - горелки. К задвижкам, перекрывающим верхнее и нижнее межколонное пространство скважины, присоединены патрубок условным диаметром 60 мм, размещенный в горизонтальной плоскости с угольниками 60×60, размещенными в вертикальной плоскости с размещенным между ними соединительным патрубком условным диаметром 60 мм. К верхнему угольнику присоединена рабочая межколонная задвижка ЗМС 60×35, к которой присоединен предохранительный клапан КП-14, к которому, в свою очередь, присоединена дополнительная факельная линия условным диаметром 73 мм.

Пример 2. Устьевая обвязка скважины с межколонными газопроявлениями включает двухсекционную колонную головку ОКК2-350-146×245, снабженную задвижками ЗМС 60×35, перекрывающими межколонное пространство скважины, трубную головку ТГ 80×35, снабженную задвижками ЗМС 80×35, перекрывающими затрубное пространство, фонтанную елку ЕФ 80/65×35. Фонтанная елка тройникового типа содержит центральную, стволовую и буферную задвижки ЗМС 80×35, нижний и верхний тройники, рабочую и резервную струны условным диаметром 65 мм. Рабочая струна соединена с выкидным отводом трубной головки, образуя выкидную линию условным диаметром 80 мм. На концевых участках резервной струны и задавочного отвода трубной головки размещены тройники, к одному ответвлению которых присоединена факельная линия условным диаметром 80 мм, а к другому - задавочная линия условным диаметром 80 мм. На торцах задавочных линий размещены концевые отсекающие задвижки ЗМС 80×35 с быстроразъемными соединениями БРС-60, а на торцах факельных линий - горелки. К задвижкам, перекрывающим верхнее и нижнее межколонное пространство скважины, присоединены патрубок условным диаметром 60 мм, размещенный в горизонтальной плоскости с угольниками 60×60, размещенными в вертикальной плоскости с размещенным между ними соединительным патрубком условным диаметром 60 мм. К верхнему угольнику присоединена рабочая межколонная задвижка ЗМС 60×35, к которой присоединен предохранительный клапан КП-14, к которому, в свою очередь, присоединена дополнительная факельная линия условным диаметром 73 мм.

Пример 3. Устьевая обвязка скважины с межколонными газопроявлениями включает двухсекционную колонную головку ОКК2-350-140×245, снабженную задвижками ЗМС 60×35, перекрывающими межколонное пространство скважины, трубную головку ТГ 80×35, снабженную задвижками ЗМС 80×35, перекрывающими затрубное пространство, фонтанную елку ЕФ 80/65×35. Фонтанная елка тройникового типа содержит центральную, стволовую и буферную задвижки ЗМС 80×35, нижний и верхний тройники, рабочую и резервную струны условным диаметром 65 мм. Рабочая струна соединена с выкидным отводом трубной головки, образуя выкидную линию условным диаметром 80 мм. На концевых участках резервной струны и задавочного отвода трубной головки размещены тройники, к одному ответвлению которых присоединена факельная линия условным диаметром 80 мм, а к другому - задавочная линия условным диаметром 80 мм. На торцах задавочных линий размещены концевые отсекающие задвижки ЗМС 80×35 с быстроразъемными соединениями БРС-60, а на торцах факельных линий - горелки. К задвижкам, перекрывающим верхнее и нижнее межколонное пространство скважины, присоединены патрубок условным диаметром 60 мм, размещенный в горизонтальной плоскости с угольниками 60×60, размещенными в вертикальной плоскости с размещенным между ними соединительным патрубком условным диаметром 60 мм. К верхнему угольнику присоединена рабочая межколонная задвижка ЗМС 60×35, к которой присоединен предохранительный клапан КП-14, к которому, в свою очередь, присоединена дополнительная факельная линия условным диаметром 73 мм.

Заявляемое изобретение позволяет провести обвязку межколонных пространств высокодебитной нефтяной скважины с обеспечением безопасного выпуска газа из межколонных пространств скважины с соблюдением безопасности проведения работ по закачиванию герметизирущих композиций. Помимо этого она позволяет проводить циркуляцию задавочной жидкости между трубным и затрубным пространствами при глушении скважины по одному трубопроводу.

Устьевая обвязка высокодебитной нефтяной скважины с межколонными газопроявлениями, включающая скважину с устьем, расположенным в шахтном колодце, с размещенной на нем многосекционной колонной головкой, каждая секция которой снабжена задвижкой, перекрывающей соответствующее межколонное пространство, трубной головкой, снабженной на противоположных сторонах отводами с двумя затрубными задвижками на каждом отводе, между задвижками, расположенными на выкидном отводе, размещен инструментальный фланец, фонтанной елкой тройникового типа, ствол которой выполнен из центральной и стволовой задвижек, расположенных друг над другом, нижнего и верхнего тройников и буферной задвижки, к верхнему тройнику присоединена рабочая струна с двумя струнными задвижками и расположенным между ними инструментальным фланцем, к нижнему тройнику присоединена резервная струна с двумя струнными задвижками и расположенным между ними инструментальным фланцем, рабочая струна посредством тройника соединена с выкидным отводом трубной головки, образуя выкидную линию, на концевых участках резервной струны и задавочного отвода трубной головки размещены тройники, к одному ответвлению которых через отсекающую задвижку присоединена факельная линия, а к другому, через отсекающую задвижку, - задавочная линия, на торцах каждой задавочной линии размещены концевые отсекающие задвижки с быстроразъемными соединениями, а на торцах факельных линий - горелки, к каждой задвижке, перекрывающей соответствующее межколонное пространство скважины, присоединен патрубок, расположенный в горизонтальной плоскости, с угольниками, расположенными в вертикальной плоскости, с размещенным между ними соединительным патрубком, к верхнему угольнику присоединена дополнительная межколонная задвижка, к которой присоединен предохранительный клапан, к которому, в свою очередь, присоединена дополнительная факельная линия с концевой задвижкой.

findpatent.ru

Оборудование фонтанных скважин » СтудИзба

Оборудование любой скважины, в том числе фонтанной, должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвращения аварийных ситуаций. Оно подразделяется на наземное (устьевое) и скважинное (подземное).

К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру и манифольд. Фонтанной арматурой оборудуют фонтанные нефтяные и газовые скважины. Ее устанавливают на колонную головку. Фонтанная арматура изготавливается по ГОСТ 13846-89.

Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам. Эти признаки включают в шифр фонтанной арматуры.

Фонтанная арматура включает трубную обвязку (головку; и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами.

Трубная обвязка - часть фонтанной арматуры, устанавливаемся 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 в катушке‑трубодержателе, устанавливаемой на трубную головку, либо в муфте‑трубодержателе, устанавливаемой в корпусе трубной головки. Схемы трубных обвязок приведены на рис. 4.

Рис. 4. Схемы трубных обвязок фонтанной арматуры:

1 - ответный фланец; 2 - запорное устройство; 3 - трубная головка; 4 - манометр с запорно‑разрядным устройством

Фонтанная арматура выпускается на рабочее давление - 14,21,35,70,105, и 140 МПа, сечением ствола от 50 до 150 мм, по конструкции фонтанной елки крестовые и тройниковые, по числу спускаемых в скважину рядов труб однорядные и двухрядные и оборудованы задвижками или кранами.

Пример обозначения: АФК6В-80/50Х70ХЛ-К2а

ХХХХ - Х Х х ХХ - ХХ

АФ - арматура фонтанная

АН - арматура нагнетательная

Способ подвешивания скважинного трубопровода:

в трубной головке - не обозначается, в переводнике к трубной

головке - К, для эксплуатации скважин УЭЦН - Э

Обозначение типовой схемы елки для арматуры с двумя

трубными головками к номеру схемы добавляют "а"

Обозначение системы управления запорными устройствами

( с ручным управлением – не обозначают, с дистанционным - Д,

с автоматическим - А, с дистанционным и автоматическим – В)

Условный проход ствола елки, мм

Условный проход боковых отводов елки, мм (при совпадении

с условных проходом ствола не указывается)

Рабочее давление, МПа( кгс/см²)

Климатическое исполнение по ГОСТ 16350-80: для умеренного и умеренно

холодного микроклиматических районов - не обозначается; для холодного

макроклиматического района – ХЛ

Исполнения по составу скважинной среды:

c содержанием Н₂S и СО₂ до 0,003% по объему каждого - не обозначается;

с содержанием СО₂до 6% по объему - К1;

с содержанием Н₂S и СО₂ до 6% по объему каждого - К2 и К2И

Модификация арматуры или елки

Конструкция фонтанной арматуры обеспечивает возможность измерения давления на верхнем буфере елки, а также давления и температуры среды на буфере бокового отвода елки и трубной головки. Стандартами предусмотрено изготовление блочных фонтанных арматур, а также укомплектование по необходимости фонтанных арматур автоматическими предохранительными и дистанционно управляемыми устройствами.

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. Типовые схемы фонтанных елок приведены на рис. 5.

При оборудовании скважины двумя концентрическими колоннами НКТ (двухрядная конструкция подъемника) трубы большего диаметра подвешиваются на резьбовом соединении нижнего тройника (крестовина), который устанавливается на крестовину, герметизирующую затрубное пространство.

Трубы меньшего диаметра подвешиваются на резьбе переводника (стволовой катушки), размещаемом над тройником (крестовиком) (рис. 4, б).

Рис. 5. Типовые схемы фонтанных елок:

тройниковые - схемы 1,2,3 и 4; крестовые - схемы 5 и 6 (1 - переводник к трубной головке; 2 ‑ тройник; 3 - запорное устройство; 4 - манометр с запорно-разрядным устройством; 5 ‑дроссель; 6 - ответный фланец 7 - крестовина)

Типовые схемы фонтанных елок (рис. 5) включают либо один (схемы 2 и 1), либо два (схемы 3 и 4) тройника (одно или двухъярусная арматура), либо крестовину (крестовая арматура - схемы 5 и 6).

Двухструнная (двухъярусная тройниковая и крестовая) конструкция елки целесообразна в том случае, если нежелательны остановки скважины, причем рабочей является верхняя или любая боковая струна, а первое от ствола запорное устройство - запасным. Сверху елка заканчивается колпаком (буфером) с трехфазовым краном и манометром. Для спуска в работающую скважину приборов и устройств вместо буфера ставится лубрикатор.

Типовые схемы фонтанной арматуры приведены на рис. 6. Монтаж-демонтаж фонтанной арматуры на устье скважины производится автомобильными кранами или другими подъемными механизмами.

Рис. 6. Типовые схемы фонтанной арматуры:

1 - фонтанная елка; 2 - трубная обвязка

Запорные устройства фонтанной арматуры изготовляются трех типов: пробковые краны со смазкой, прямоточные задвижки со смазкой типа 5М и ЗМС с однопластинчатым и ЗМАД - с двухпластинчатым шибером. Задвижки типов ЗМС и ЗМАД имеют модификации с ручным пневмоприводом.

Пробковый кран со смазкой типа КППС - 65х14 (рис. 7) состоит из корпуса, конической пробки, крышки, через которую проходит регулировочный винт, позволяющий регулировать рабочий зазор между уплотни тельными поверхностями корпуса и пробки. Уплотнение регулировочного винта осуществляется манжетами, поджатие которых производится грундбуксой. Краны наполняются смазкой «Арматол-238» через 150¸180 циклов работы.

Рис. 7. Пробковый кран типа КППС-65´14

1 – корпус; 2 – рукоятка; 3 – толкатель; 4 и 11 – грунд буксы; 5 – шпиндель; 6 ‑ втулка; 7 ‑ кулачковая муфта; 8 ‑ коническая пробка; 9 – крышка; 10 ‑ манжеты; 12 – регулировочный винт

Типоразмеры и параметры кранов КШ1С-65х14 приведены ниже.

Технические характеристики

Условный проход, мм                                                     65

Рабочее давление, МПа                                                  14

Габаритные размеры, мм:

длина                                                                                   350

ширина                                                                                205

высота                                                                                 420

Масса в собранном виде, кг                                           53

Задвижки типов ЗМС и ЗМС1 показаны на рис. 8.

Рис. 8. Задвижка типов ЗМС и ЗМС1 с ручным приводом:

1 – крышка; 2 – разрядная пробка; 3 – крышка подшипников; 4 – регулирующая гайка; 5 ‑ шпиндель; 6 – верхний кожух; 7 ‑ маховики; 8 ‑ упорный шарикоподшипник; 9 – ходовая гафка; 10 – узел сальника; 11 – прокладка; 12 ‑ шибер; 13 ‑ корпус; 14 – выходное седло; 15 – шток; 16 ‑ нагнетательный клапан; 17 ‑ нижний кожух; 18 ‑ входное седло; 19 ‑ тарельчатая пружина

В процессе эксплуатации арматуры с прямоточными задвижками периодически смазывают подшипники шпинделя жировым солидолом, а в корпус задвижки через штуцер в днище набивают уплотни тельную смазку ЛЗ-162 или «Арматол-238».

На выкидных линиях, после запорных устройств для регулирования режима работы скважины ставят регулирующие устройства (штуцеры), обеспечивающие дрессирование потока вследствие изменения площади проходного сечения. Они подразделяются на нерегулируемые и регулируемые.

Нерегулируемый штуцер зачастую представляет собой диафрагму или короткую втулку (насадку) с малым отверстием. Диаметр отверстия штуцера может составлять 5¸25 мм.

Пример нерегулируемого штуцера (дросселя) представлен на рис. 9.

Рис. 9. Нерегулируемый дроссель:

1 – корпус; 2 – корпус насадки; 3 - пробка

Регулирование режима эксплуатации осуществляется заменой корпуса с насадкой на другой диаметр.

Рис. 10. Регулируемый дроссель ДР-65´35

Более удобны регулируемые дроссели (рис. 10), предназначенные для ступенчатого и бесступенчатого регулирования режима работы скважины. Площадь сечения выходного отверстия изменяют вращением маховика вручную. Ступенчатое регулирование осуществляется с помощью устанавливаемых в гильзу насадок разного диаметра. Устьевое (до штуцера) и затрубное давления измеряют с помощью манометров. На фланцах боковых отводов трубной головки и фонтанной елки предусматриваются отверстия для подачи ингибиторов коррозии и гидратообразования в затрубное пространство и ствол елки, а также под карман для термометра.

Манифольд предназначен для обвязки фонтанной арматуры с выкидной линией (шлейфом), подающей продукцию на групповую замерную установку. Манифольд монтируют в зависимости от местных условий и технологии эксплуатации. В общем случае они обеспечивают обвязку двух струн со шлейфом струн с затрубным пространством, струн и затрубного пространства с факелом или амбаром и т.д.

Комплекс устьевого фонтанного оборудования представлен на рис. 11.

Рис. 11. Комплекс устьевого фонтанного оборудования:

1 – оборудование обвязки обсадных колонн; 2 – фонтанная арматура; 3 – манифольд; 4 ‑ станция управления арматурой

К подземному оборудованию относятся насосно-компрессорные трубы. Для предупреждения открытых фонтанов применяются комплексы типа КУСА и КУСА‑Э при эксплуатаций фонтанных скважин. Они могут обслуживать от одной до восьми скважины в случае разгерметизации устья, при отклонении от заданных параметров (давления, дебита) работы скважин и при возникновении пожара.

Основные элементы комплексов - пакер, скважинный клапан - отсекатель, устанавливаемый внутрь НКТ на глубине до 200 м и наземная станция управления. Управление клапаном - отсекателем может быть пневматическим (тип КУСА) или электрогидравлическим (типа КУСА-Э).

Запорным органом служит хлопушка или шар.

Клапан-отсекатель (также и задвижка арматуры) может быть закрыт со станции управления принудительным путем или дистанционно с пульта диспетчера, связанного со станцией управления посредством промысловой телемеханики.

Имеются еще автоматические клапаны-отсекатели, срабатывающие при увеличении дебита скважины выше заданного. Они устанавливаются на НКТ. Автоматизация фонтанной скважины предусматривает и автоматическое перекрытие выкидной линии разгруженным отсекателем манифольдным типа РОМ-1. Отсекатель срабатывает автоматически при повышении давления в трубопроводе на 0,45 МПа (образование парафиновой пробки) и при понижении давления до 0,15 МПа (порыв трубопровода).

studizba.com
Устьевая обвязка малодебитной нефтяной скважины с межколонными газопроявлениями

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Обеспечивается повышение надежности и противофонтанной безопасности эксплуатации скважин с межколонными газопроявлениями. Устьевая обвязка включает скважину с многосекционной колонной и трубной головками, задавочным и выкидным отводами и фонтанную елку тройникового типа. Ствол фонтанной елки тройникового типа выполнен из центральной и стволовой задвижек, нижнего и верхнего тройников и буферной задвижки. К верхнему тройнику присоединена рабочая струна, к нижнему тройнику присоединена резервная струна. Рабочая струна посредством тройника соединена с выкидным отводом трубной головки, образуя выкидную линию. На концевых участках резервной струны и задавочного отвода трубной головки размещены тройники, к одному ответвлению которых присоединена факельная линия, а к другому - задавочная линия. На торцах каждой задавочной линии размещены быстроразъемные соединения, а на торцах факельных линий - горелки. Нижнее и верхнее межколонное пространство скважины через предохранительный клапан соединено с тройником, расположенным на задавочном отводе. 1 ил., 3 пр.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к обвязке устья малодебитных нефтяных скважин, эксплуатирующихся с межколонными газопроявлениями.

Известна устьевая обвязка скважины, включающая колонную головку с задвижкой, перекрывающей межколонное пространство, и дополнительный факельный отвод [патент РФ №14143, E21B 43/25, 2005].

Недостатком данной устьевой обвязки является то, что при ее реализации необходимы значительные капитальные вложения, связанные со строительством дополнительного факельного отвода, и невозможность в случае необходимости закачать в межколонное пространство герметизирующую композицию для ликвидации межколонных газопроявлений. Кроме того, отсутствует возможность осуществлять циркуляцию задавочной жидкости в трубном и затрубном пространствах при глушении скважины по одному трубопроводу.

Известна кустовая обвязка газовых скважин с межколонными газопроявлениями, включающая скважины с устьями, размещенными попарно на одной линии, струны фонтанных арматур размещены параллельно оси куста скважин, выкидные линии парных скважин размещены перпендикулярно оси куста скважин и закреплены на общих якорных устройствах, выкидные линии соединены с факельной линией и газосборным коллектором, межколонные пространства парных скважин оборудованы межколонными отводами, соединенными между собой посредством тройника, к которому присоединен факельный отвод, оборудованный задвижкой и тройником, посредством которого факельный отвод соединен с факельной линией, при этом факельный отвод размещен между двумя параллельными выкидными линиями на их общих якорных устройствах [RU №111578 U1, МПК E21B 43/12 (2006.01), опубл. 20.12.2011].

Недостатком данной устьевой обвязки является то, что при ее реализации необходимы значительные капитальные вложения, связанные со строительством дополнительного факельного отвода, и невозможность в случае необходимости закачать в межколонное пространство герметизирующую композицию для ликвидации межколонных газопроявлений. Кроме того, отсутствует возможность осуществлять циркуляцию задавочной жидкости в трубном и затрубном пространствах при глушении скважины по одному трубопроводу.

Задача, стоящая при создании изобретения, состоит в повышении надежности и противофонтанной безопасности эксплуатации скважин с межколонными газопроявлениями.

Технический результат, который достигается изобретением, состоит в обеспечении возможности закачивания в межколонное пространство герметизирующих композиций для ликвидации межколонных газопроявлений при минимальных капитальных и эксплуатационных затратах на обустройство.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что устьевая обвязка малодебитной нефтяной скважины с межколонными газопроявлениями включает скважину с устьем, расположенным в шахтном колодце, с размещенной на нем многосекционной колонной головкой, каждая секция которой снабжена задвижкой, перекрывающей соответствующее межколонное пространство, трубной головкой, снабженной на противоположных сторонах отводами с двумя затрубными задвижками на каждом отводе, между задвижками, расположенными на задавочном отводе, размещен тройник, обеспечивающий сообщение с межколонными пространствами скважины, между задвижками, расположенными на выкидном отводе, размещен инструментальный фланец, фонтанной елкой тройникового типа, ствол которой выполнен из центральной и стволовой задвижек, расположенных друг над другом, нижнего и верхнего тройников и буферной задвижки, к верхнему тройнику присоединена рабочая струна с двумя струнными задвижками и расположенным между ними инструментальным фланцем, к нижнему тройнику присоединена резервная струна с двумя струнными задвижками и расположенным между ними инструментальным фланцем, рабочая струна посредством тройника соединена с выкидным отводом трубной головки, образуя выкидную линию, на концевых участках резервной струны и задавочного отвода трубной головки размещены тройники, к одному ответвлению которых через отсекающую задвижку присоединена факельная линия, а к другому, также через отсекающую задвижку, - задавочная линия, на торцах каждой задавочной линии размещены концевые отсекающие задвижки с быстроразъемными соединениями, а на торцах факельных линий - горелки, к нижней задвижке, перекрывающей нижнее межколонное пространство скважины, присоединен угольник, к вертикальному концу которого присоединена нижняя разделительная задвижка, которая присоединена к тройнику, один конец которого соединен с верхней задвижкой, перекрывающей верхнее межколонное пространство скважины, а второй конец - с предохранительным клапаном и верхней разделительной задвижкой, которая в свою очередь присоединена к тройнику, расположенному на задавочном отводе между затрубными задвижками.

На чертеже схематично изображена заявляемая устьевая обвязка малодебитной нефтяной скважины с межколонными газопроявлениями на примере обвязки скважины двухсекционной колонной головкой.

Устьевая обвязка включает скважину с устьем 1, расположенным в шахтном колодце 2.

На устье 1 размещена многосекционная колонная головка 3, каждая секция которой снабжена задвижкой 4, перекрывающей соответствующее межколонное пространство скважины, нижнее или верхнее.
На колонной головке 3 размещена трубная головка 5, снабженная на противоположных сторонах выкидным 6 и задавочным 7 отводами. На выкидном отводе 6 размещены затрубные задвижки 8 и 9, а на затрубном отводе 7 - затрубные задвижки 10 и 11. Между задвижками 8 и 9 размещен инструментальный фланец 12, а между задвижками 10 и 11 - тройник 13, обеспечивающий сообщение с межколонными пространствами скважины.

На трубной головке 5 размещена фонтанная елка тройникового типа, ствол которой выполнен из центральной 14 и стволовой 15 задвижек, расположенных друг над другом, нижнего 16 и верхнего 17 тройников и буферной задвижки 18.

К верхнему тройнику 17 присоединена рабочая струна 19 с двумя струнными задвижками 20, 21 и расположенным между ними инструментальным фланцем 22.

К нижнему тройнику 16 присоединена резервная струна 23 с двумя струнными задвижками 24, 25 и расположенным между ними инструментальным фланцем 26.

Рабочая струна 19 посредством тройника 27 соединена с выкидным отводом 6 трубной головки 5, образуя выкидную линию 28.

На концевых участках резервной струны 23 и задавочного отвода 7 трубной головки 5 размещены тройники 29 и 30, к одному ответвлению которых присоединена через отсекающую задвижку 31 или 32 факельная линия 33 или 34, а к другому, через отсекающую задвижку 35 или 36, - задавочная линия 36 или 37, на торцах каждой задавочной линии 36 и 37 размещены концевые отсекающие задвижки 38 с быстроразъемными соединениями 39, а на торцах факельных линий 33 или 34 - горелки 40, выведенные в амбар 41.

К нижней задвижке 4, перекрывающей нижнее межколонное пространство скважины, присоединен угольник 42, к вертикальному концу которого присоединена нижняя разделительная задвижка 43, которая присоединена к тройнику 44, один конец которого соединен с верхней задвижкой 4, перекрывающей верхнее межколонное пространство скважины, а второй конец - с предохранительным клапаном 45, на котором размещена верхняя разделительная задвижка 46, которая в свою очередь присоединена к тройнику 13, расположенному на задавочном отводе 7 между затрубными задвижками 10 и 11.

Заявляемое изобретение работает следующим образом.

В процессе эксплуатации газ из продуктивного пласта по стволу фонтанной елки через открытые центральную 14 и стволовую 15 задвижки, по ее рабочей струне 19 и выкидной линии 28 поступает в газосборный коллектор и далее на установку комплексной подготовки газа (не показано).

При появлении в процессе эксплуатации межколонных газопроявлений газ, скапливающийся в межколонном пространстве скважины, через открытые задвижки 4, 43 и 46, размещенные в шахтном колодце 2 скважины, через открывшийся предохранительный клапан 45, который открывается при превышении величины межколонного давления выше настроечной величины клапана, равного предельно допустимой величине межколонного давления данной скважины, поступает через тройник 13 в задавочный отвод 7, далее через тройник 29, открытую задвижку 31 поступает на факельную линию 33 и сгорает на горелке 40 в амбаре 41.

В случае аварийного увеличения расхода газа из межколонного пространства скважины выше величины настроечного дебита предохранительный клапан 45 закроется, прекратив поступление газа из межколонных пространств в факельную линию 33.

При дальнейшем увеличении расхода газа из межколонного пространства скважины через задавочную линию 36, соединенную с задавочным отводом 7 трубной головки 5, можно провести аварийное закачивание герметизирующей композиции в межколонное пространство скважины, предварительно перекрыв отсекающую задвижку 31 на факельной линии 33 путем подсоединения к быстроразъемному соединению 39 насосного агрегата для подачи через концевую отсекающую задвижку 38 герметизирующей композиции и прекращения газопроявлений.

В случае глушения скважины или ее промывки через задавочную линию 37, соединенную с резервной струной 23, можно в трубное пространство скважины закачать задавочную или промывочную жидкость, предварительно закрыв задвижку 32 на факельной линии 34, которая через затрубное пространство скважины, задавочный отвод 7, открытую задвижку 31 при закрытой задвижке 33 поступит в факельную линию 33 и в амбар 41 или сборную емкость (не показано).

Пример реализации изобретения

Пример 1. Устьевая обвязка скважины с межколонными газопроявлениями включает двухсекционную колонную головку ОКК2-350-168×245, снабженную задвижками ЗМС 60×35, перекрывающими межколонное пространство скважины, трубную головку ТГ 100×35, снабженную задвижками ЗМС 100×35, перекрывающими затрубное пространство, фонтанную елку ЕФ 100×35. Фонтанная елка тройникового типа содержит центральную, стволовую и буферную задвижки ЗМС 100×35, нижний и верхний тройники, рабочую и резервную струны условным диметром 100 мм. Рабочая струна соединена с выкидным отводом трубной головки, образуя выкидную линию условным диметром 100 мм. На концевых участках резервной струны и задавочного отвода трубной головки размещены тройники, к одному ответвлению которых присоединена факельная линия условным диаметром 100 мм, а к другому - задавочная линия условным диметром 100 мм. На торцах задавочных линий размещены концевые отсекающие задвижки ЗМС 100×35 с быстроразъемными соединениями БРС-100, а на торцах факельных линий - горелки. К нижней задвижке, перекрывающей нижнее межколонное пространство скважины, присоединен угольник 60×60, разделительная задвижка ЗМС 60×35, размещенная в вертикальной плоскости, тройник 60×60×60, присоединенный к задвижке, перекрывающей верхнее межколонное пространство, разделительная задвижка ЗМС 60×35, предохранительный клапан КП-14, который в свою очередь присоединен к задавочному отводу условным диаметром 100 мм.

Пример 2. Устьевая обвязка скважины с межколонными газопроявлениями включает двухсекционную колонную головку ОКК2-350-146×245, снабженную задвижками ЗМС 60×35, перекрывающими межколонное пространство скважины, трубную головку ТГ 80×35, снабженную задвижками ЗМС 80×35, перекрывающими затрубное пространство, фонтанную елку ЕФ 80/65×35. Фонтанная елка тройникового типа содержит центральную, стволовую и буферную задвижки ЗМС 80×35, нижний и верхний тройники, рабочую и резервную струны условным диметром 65 мм. Рабочая струна соединена с выкидным отводом трубной головки, образуя выкидную линию условным диметром 80 мм. На концевых участках резервной струны и задавочного отвода трубной головки размещены тройники, к одному ответвлению которых присоединена факельная линия условным диаметром 80 мм, а к другому - задавочная линия условным диметром 80 мм. На торцах задавочных линий размещены концевые отсекающие задвижки ЗМС 80×35 с быстроразъемными соединениями БРС-60, а на торцах факельных линий - горелки. К нижней задвижке, перекрывающей нижнее межколонное пространство скважины, присоединен угольник 60×60, разделительная задвижка ЗМС 60×35, размещенная в вертикальной плоскости, тройник 60×60×60, присоединенный к задвижке, перекрывающей верхнее межколонное пространство, разделительная задвижка ЗМС 60×35, предохранительный клапан КП-14, который в свою очередь присоединен к задавочному отводу условным диаметром 100 мм.

Пример 3. Устьевая обвязка скважины с межколонными газопроявлениями включает двухсекционную колонную головку ОКК2-350-140×245, снабженную задвижками ЗМС 60×35, перекрывающими межколонное пространство скважины, трубную головку ТГ 80x35, снабженную задвижками ЗМС 80×35, перекрывающими затрубное пространство, фонтанную елку ЕФ 80/65×35. Фонтанная елка тройникового типа содержит центральную, стволовую и буферную задвижки ЗМС 80×35, нижний и верхний тройники, рабочую и резервную струны условным диметром 65 мм. Рабочая струна соединена с выкидным отводом трубной головки, образуя выкидную линию условным диметром 80 мм. На концевых участках резервной струны и задавочного отвода трубной головки размещены тройники, к одному ответвлению которых присоединена факельная линия условным диаметром 80 мм, а к другому - задавочная линия условным диметром 80 мм. На торцах задавочных линий размещены концевые отсекающие задвижки ЗМС 80×35 с быстроразъемными соединениями БРС-60, а на торцах факельных линий - горелки. К нижней задвижке, перекрывающей нижнее межколонное пространство скважины, присоединен угольник 60×60, разделительная задвижка ЗМС 60×35, размещенная в вертикальной плоскости, тройник 60×60×60, присоединенный к задвижке, перекрывающей верхнее межколонное пространство, разделительная задвижка ЗМС 60×35, предохранительный клапан КП-14, который в свою очередь присоединен к задавочному отводу условным диаметром 100 мм. Факельные линии 33 и 34 крепятся к якорям 47.

Заявляемое изобретение позволяет провести обвязку межколонных пространств малодебитной нефтяной скважины с обеспечением безопасного выпуска газа из межколонных пространств скважины с соблюдением безопасности проведения работ по закачиванию задавочных композиций при минимальных затратах на ее обустройство.

Устьевая обвязка малодебитной нефтяной скважины с межколонными газопроявлениями, включающая скважину с устьем, расположенным в шахтном колодце, с размещенной на нем многосекционной колонной головкой, каждая секция которой снабжена задвижкой, перекрывающей соответствующее межколонное пространство, трубной головкой, снабженной на противоположных сторонах отводами с двумя затрубными задвижками на каждом отводе, между задвижками, расположенными на задавочном отводе, размещен тройник, обеспечивающий сообщение с межколонными пространствами скважины, между задвижками, расположенными на выкидном отводе, размещен инструментальный фланец, фонтанной елкой тройникового типа, ствол которой выполнен из центральной и стволовой задвижек, расположенных друг над другом, нижнего и верхнего тройников и буферной задвижки, к верхнему тройнику присоединена рабочая струна с двумя струнными задвижками и расположенным между ними инструментальным фланцем, к нижнему тройнику присоединена резервная струна с двумя струнными задвижками и расположенным между ними инструментальным фланцем, рабочая струна посредством тройника соединена с выкидным отводом трубной головки, образуя выкидную линию, на концевых участках резервной струны и задавочного отвода трубной головки размещены тройники, к одному ответвлению которых через отсекающую задвижку присоединена факельная линия, а к другому, также через отсекающую задвижку, - задавочная линия, на торцах каждой задавочной линии размещены концевые отсекающие задвижки с быстроразъемными соединениями, а на торцах факельных линий - горелки, к нижней задвижке, перекрывающей нижнее межколонное пространство скважины, присоединен угольник, к вертикальному концу которого присоединена нижняя разделительная задвижка, которая присоединена к тройнику, один конец которого соединен с верхней задвижкой, перекрывающей верхнее межколонное пространство скважины, а второй конец - с предохранительным клапаном и верхней разделительной задвижкой, которая в свою очередь присоединена к тройнику, расположенному на задавочном отводе между затрубными задвижками.

findpatent.ru
Обвязка - скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Обвязка - скважина

Cтраница 1

Обвязка скважины ( рис. 4.22) состоит из оборудования устья и системы регулирования и замеров, включающей в себя обратный клапан, задвижки, манометр, расходомер. [2]

Обвязка скважины предусмотрена с учетом эксплуатации ее по затрубному пространству. Для обслуживания метанольных установок и фонтанной елки предусматриваются площадки с лестницами. [3]

Обвязка скважины и аппаратуры, а также газопроводы, находящиеся под давлением, должны отогреваться только паром или горячей водой. [4]

Обвязка скважины и аппаратура, а также газопроводы, находящиеся под давлением, должны отогреваться только паром или горячей водой. [6]

Обвязка скважины позволяет замерять ее дебит. Для этого продукцию скважины направляют в трап. По изменению уровня жидкости в нем во времени определяют дебит скважины. Для направления продукции скважины в нефтесборный коллектор предусмотрена задвижка. [7]

Обвязка скважины и аппаратуры, а также газопроводы, находящиеся под давлением, должны отогреваться только паром или горячей водой. [8]

Для обвязки скважины и аппаратуры, а также для газопроводов при фонтанной и газлифтной эксплуатации должны использоваться бесшовные стальные трубы, соединенные сваркой. Фланцевые соединения допускаются только в местах установки задвижек и другой арматуры. [9]

Для обвязки скважины и аппаратуры, а также для газопроводов при фонтанной и газлифтной эксплуатации должны использоваться бесшовные стальные трубы, соединенные сваркой. Фланцевые соединения допускаются только в местах установки задвижек и другой арматуры. [10]

Трубопровод обвязки скважин и промысловый трубопровод подвергаются - значительным термоциклическим воздействиям, которые определяются особенностями технологических процессов. [11]

Влияние системы обвязки скважин с УКПГ относится к охране окружающей среды с позиции максимального использования возможности сохранения земельного участка, где расположены объекты промысла, в естественном состоянии. В определенной степени положительно решается этот вопрос при кустовом размещении скважин, где до 9 скважин куста, расположенных друг от друга на расстоянии около 40 м, обвязываются общим коллектором, соединяющим их с УКПГ. Принятая лучевая система обвязки сква-жин на месторождениях севера Тюменской области является с точки зрения охраны окружающей среды достаточно удачной. Более компактное расположение и обвязка скважин имеют место при освоении морских месторождений нефти и газа, а также расположение ( блочно-групповое) и обвязка скважин Советабадского месторождения Туркмении. [12]

Технологическая схема обвязки скважины и агрегатов, их размещение на скважине и проведение операции должно соответствовать требования безопасности. [13]

Технологическая схема обвязки скважины и агрегатов, их размещение на скважные и проведение операции согласуется с описанной в разделе по применению кислотной обработки. [14]

Для предохранения обвязки скважины от температурных напряжений на выкидной линии от скважины ( шлейфе) при наземной его прокладке должны устанавливаться в соответствии с расчетом компенсаторы. [15]

Страницы: 1 2 3 4
www.ngpedia.ru
Оборудование при газлифтной и фонтанной эксплуатации скважин (стр. 7 из 8)
2. Рабочее давление фонтанной арматуры должно быть не менее давления опрессовки эксплуатационной колонны.

3. Опрессовку фонтанной арматуры в собранном виде до установки на устье следует производить на пробное давление, предусмотренное паспортом, а после установки на устье скважины - на давление опрессовки эксплуатационной колонны.

Результаты опрессовок оформляются актами.

4. В случае производства работ (гидроразрыв пласта, кислотные обработки, различные заливки и т. д.), требующих давлений, превышающих допустимые, необходимо устанавливать на устье специальную арматуру, а эксплуатационную колонну защищать установкой пакера.

5. Фонтанная арматура должна оснащаться заводом-изготовителем дросселями с ручным, а по требованию заказчика - с дистанционным и (или) ручным управлением и обеспечивать возможность замены манометров с использованием трехходового крана без снижения давления до атмосферного.

6. При эксплуатации скважины с температурой на устье 200 °С должна применяться соответствующая фонтанная арматура, конструкция и термостойкость которой обеспечивают безопасность технологического процесса и обслуживающего персонала.

7. Фонтанные скважины с дебитом 400 т/сут нефти или 500 000 м/сут газа и более, расположенные на расстоянии менее 500 м от населенного пункта, оснащаются внутрискважинным оборудованием (пакер и клапан - отсекатель, циркуляционный клапан, станция управления и др.).

Газоконденсатные и газовые скважины должны оборудоваться автоматическим клапаном - отсекателем, устанавливаемым на выкидной линии.

8. В процессе эксплуатации скважины клапан - отсекатель должен периодически проверяться на срабатывание в соответствии с инструкцией завода-изготовителя. Установка клапана - отсекателя и проверка его на срабатывание должны оформляться актом.

9. На выкидных линиях и манифольдах скважин, работающих с температурой рабочего тела 80 °С и более, необходимо устанавливать температурные компенсаторы.

10. Устройство шахтных колодцев на устье скважины не допускается.

11. Устранение неисправностей, замена быстроизнашивающихся и сменных деталей фонтанной арматуры под давлением запрещаются. В отдельных случаях (аварийные ситуации и т. п.) эти работы могут производиться специально обученным персоналом с использованием специальных технических средств.

12. После монтажа манифольда и соединения его с отводами фонтанной арматуры и трубной головки производится гидроиспытание системы на рабочее давление.

13. Станцию управления фонтанной арматуры газлифтной скважины следует устанавливать на расстоянии 30-35 м от устья в специальном помещении, надежно укреплять и заземлять. Температура в помещении должна обеспечивать безотказную работу станции.

14. Воздухопроводы и кабели, соединяющие станцию управления с фонтанной арматурой, должны быть проложены на эстакадах.

15. Перевод скважины на газлифтную эксплуатацию должен осуществляться в соответствии с проектом и планом, утвержденным техническим руководителем предприятия.

16. Перед переводом скважины на газлифтную эксплуатацию эксплуатационная колонна, устьевое оборудование и насосно-компрессорные трубы должны быть спрессованы на максимальное (пусковое) давление.

17. Для обвязки скважины и аппаратуры, а также для газопроводов при фонтанной и газлифтной эксплуатации должны использоваться бесшовные стальные трубы, соединенные сваркой. Фланцевые соединения допускаются только в местах установки задвижек и другой арматуры.

18. Газораспределительные трубопроводы после монтажа должны быть продуты сжатым воздухом, спрессованы жидкостью на давление, превышающее на 25% максимальное рабочее.

Газораспределительные батареи должны иметь системы индивидуального автоматического замера расхода газа с выводом системы управления на диспетчерский пункт, свечи для продувки и устройства для подачи ингибитора.

Устье газлифтной скважины должно быть оборудовано фонтанной арматурой с манифольдом, имеющим продувочные линии с выводом на свечу, удаленную не менее чем на 20 м. На манифольде устанавливается обратный клапан.

19. Подготовка рабочего агента (газа) при газлифтной эксплуатации должна предусматривать его осушку от водяных паров до точки росы минус 10 °С для южных районов и минус 20 °С для средних и северных широт.

20. При ликвидации гидратных пробок давление в газопроводе следует снизить до атмосферного, а подогрев этих участков осуществлять паром. При сохранении пропускной способности допускается предварительная подача ингибитора без остановки газопровода.

21. В процессе работы компрессорной станции газлифтной системы необходимо проводить:

· ежесменный осмотр всех внутриплощадочных технологических трубопроводов, сепараторов, емкостей, запорно - регулирующей арматуры с записью результатов в вахтовом журнале;

· контроль работоспособности систем пожаротушения, осушки газа, освещения, вентиляции и аварийной сигнализации, молниезащиты, защиты от статического электричества, связи и телемеханизации по утвержденному графику.

5. Охрана окружающей среды

Борьба с загрязнением морей и озер нефтью, нефтепродуктами, а также пластовыми водами, нередко содержащими сероводород, поверхностно-активные вещества, является неотъемлемой частью проблемы охраны окружающей среды.

Нефть и нефтепродукты, попадая на поверхность воды, покрываютбольшие пространства тонкой пленкой, которая существенно ухудшает кислородный обмен водной среды с воздушным бассейном, это, в свою очередь, ведет к угнетанию жизнедеятельности биологических объектов водной среды.

При концентрации нефтяных загрязнений выше 800 мг/м³происходит подавление жизнедеятельности фитопланктона, который является основой воспроизводства кислорода в воде. Некоторые рыбы могут приспосабливаться к среде, содержащей нефть. Попавшая в их организм нефть изменяет состав крови и углеводородный обмен, в результате чего мясо рыб приобретает специфический запах и привкус.

Еще более опасные загрязнители вод—поверхностно-активные вещества, используемые при бурении скважин, и добыче нефти. Попадая в воду ПАВ вспенивают поверхность, чем уменьшается биохимический обмен в среде. Крометого, ПАВ непосредственно воздействуя на растения и рыб, вызывает их гибель. Для предупреждения загрязнения водоемов нефтью, сопутствующими водами, а также технологическими жидкостями необходимо обеспечить полную герметизацию нефтегазосбора от скважины до нефтесборного пункта. При проведении ремонтных работ закачка жидкостей в скважины (при глушении скважины, промывке песчаной пробки) должна осуществляться по схеме круговой замкнутой циркуляции без сброса отходящих вод в море.

В процессе освоения и разработки морских нефтяных и газовых месторождений в акватории Каспийского моря отработан комплекс мероприятий, обеспечивающих охрану окружающей среды, основные из которых сводятся к следующему.

До начала освоения скважин, пробуренных со стационарных платформ или приэстакадных площадок, к площадкам подводятся продуктопроводы, соединенные с нефтесборными пунктами.

Отработанный буровой раствор из осваиваемой скважины собирается в емкости и используется для бурения последующих скважин куста. Загрязненная нефтью, кислотой или ПАВ вода откачивается по трубопроводам в нефтесборные пункты.

Систематически контролируется состояние герметичности колонных головок фонтанной арматуры, фланцевых и резьбовых соединений обвязки арматуры и трубопроводов. При обнаружении неисправностей повреждения должны быстро устраняется. Устье скважины оборудуется поддоном для сбора разливающихся жидкостей.

При разведении фланцевых соединений с разливом нефти необходимо использовать ручные поддоны, а собранную жидкость сливать в резервуар для сбора сточных вод, которые по мере наполнения резервуара откачиваются в нефтесборочный пункт. При очистке НКТ от парафина, асфальтосмолистых отложений и солей отходы собирают в контейнеры, а затем вывозят на берег для захоронения. Если на приэстакадной площадке или индивидуальной платформе имеются сосуды, работающие под давлением, то отводы от предохранительных клапанов должны выводится на факел и в емкость для сбора сточных вод. Переливные отводы резервуаров для сбора нефти также соединяются с емкостью для сбора сточных вод.

Вопросы окружающей среды имеют не меньшую, чем для морей, актуальность применительно к болотистым территориям особенно тундровой зоны, например Западная Сибирь, Коми АССР, Архангельская область и др. Биологический покров и воздушная среда этих районов особенно чувствительны к внешнему воздействию и загрязнению нефтью, нефтепродуктами и прочими химическими препаратами. Слабая активность биологических объектов не способствует быстрому восстановлению экологического равновесия.

Кроме защиты окружающей среды в этих условиях от загрязнений нефтью, сточными водами и химреагентами весьма актуальна защита от теплового загрязнения и нарушений внешнего тундрового покрова транспортной техникой.

Тепловое загрязнение, обусловленное сбором теплых вод или транспортом нефти и газа по трубопроводам, может приводить к растаиванию вечномерзлых грунтов с разрушением верхнего растительного покрова и образованием болот или оврагов. Несоблюдение мер по охране окружающей среды может создать дополнительные трудности в освоении этих и без того весьма сложных для разработки месторождений нефти и газа регионов.

Заключение

Нефтяная промышленность обеспечивает поиск и разведку нефтяных месторождений, бурение и освоение нефтяных скважин, добычу нефти и конденсата, сбор, подготовку и транспортирование нефти и газа, обустройство промыслов и переработку нефтяного газа. В нефтяной промышленности на всех стадиях деятельности, в том числе при бурении и непосредственной добыче нефти, применяются всевозможные машины и оборудование, обеспечивающие нормальное проведение рабочего процесса. Следовательно, количество и качество добываемой нефти и газоконденсата в значительной степени зависят от качественных показателей применяемых машин и оборудования, их технического уровня. С этой целью научными и производственными организациями и предприятиями нефтяной промышленности проводятся оценка соответствия технического уровня поставляемых машин и оборудования лучшим образцам аналогичных отечественных и зарубежных машин, вырабатываются научно обоснованные технико-экономические требования к поставляемому оборудованию.

mirznanii.com
Смотрите также

Превышение в воде из скважины кремния

Кислотная обработка призабойной зоны скважины

Установка разведочного бурения урб 2а2

Вреден ли сероводород в воде из скважины

Бурение под сваи фундамента своими руками

Региональное управление по сервисному ремонту скважин

Гидростатическое давление в скважине расчет

Вывод на режим скважины

Бурение скважин лотошино

Узкая скважина 4

Лангепасско покачевское управление ремонта скважин