Оборудование обвязки обсадных колонн

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

Колонная головка (рис. 3.2) жестко соединяет в единую систему все обсадные колонны скважины, воспринимает усилия от их веса и передает всю нагрузку кондуктору. Она обеспечивает изоляцию и герметизацию межколонных пространств и одновременно доступ к ним для контроля состояния стволовой части скважины и выполнения необходимых технологических операций. Колонная головка служит пьедесталом для монтажа эксплуатационного оборудования, спущенного в скважину. Во время бурения на ней монтируются превенторы противовыбросового оборудования, демонтируемые после окончания бурения.

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

Колонные обвязки устанав­ливаются на устье скважины последовательно по мере спус­ка и цементирования обсадных колонн. Они подбираются с учетом максимального пласто­вого давления, ожидаемого при бурении следующего за обса­женным интервала скважины.

Конструкция колонных об­вязок позволяет восстанавли­вать нарушенную герметиза­цию межколонного кольцевого пространства путем нагнетания специальных паст или само­твердеющих пластиков.

 

Рисунок 3.2 – Колонная головка

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

Колонные головки, особенно многоколонных скважин, имеют большие массы и вертикальные габариты. Высокая их металлоемкость и большая потребность в них приводят к необходимости расхода на их изготовление больших количеств стали, причем легированной. С увеличением вертикального габарита колонной головки усложня­ется обслуживание скважины.

Колонная головка для обвязки двух колонн (см. рис. 3.2.) состоит из корпуса 4, навинченного на обсадную трубу 6. Внутренняя повер­хность корпуса коническая, и в ней размещены клинья 3, удержива­ющие внутреннюю колонну обсадных труб 7. На фланце корпуса ус­тановлена катушка 1, надетая на трубу и обычно сваренная с ней.

Катушка болтами соединена с корпусом. Межтрубные пространства разобщаются уплотнениями 2. На колонной головке предусмотрена задвижка 5 для обеспечения доступа в затрубное пространство. Вер­тикальный размер такой колонной головки около 1 м. Масса в зави­симости от диаметра обсадных труб до 500...550 кг.

Изготавливают колонные головки для оборудования скважин и с большим числом обсадных колонн: трех-, четырех- и пятиколонных. Принципиальные и конструктивные схемы таких колонных головок аналогичны.

Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКК рассчитано на давление 21, 35 и 70 МПа. Оно предназначено для подвешивания 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 уплотнений.

Оборудование типа ОКК состоит из отдельных сборочных еди­ниц - колонных головок. Нижняя колонная головка (ГНК), присое­диняемая непосредственно к верхнему концу обсадной колонны (кон­дуктору), выпускается в трех исполнениях.

Колонные головки устанавливают на устье скважины последова­тельно по мере спуска и цементирования обсадных колонн.

Оборудование типа ОКК (рис. 3.3) состоит из нижней, промежу­точной - первой, второй и третьей (верхней) колонн.

 

Рис. 3.3. Оборудование обвязки обсадных колонн типа ОКК:

1 - крестовина; 2, 4,5,8,и 9- пакеры; 3, 6, и 10- подвески; 7- манифольд нижней

(средней) промежуточной колонной головки; 11 - манифольд нижней колонной

головки; 12 - нижняя колонная головка; 13, 15 и 16 - нагнетательные клапаны;

14 - промежуточная (средняя) колонная головка; 17 - манифольд промежуточной

(верхней) колонной головки; 18 - промежуточная (верхняя) колонная 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 и исследования скважины путем измерения пара­метров ее работы как внутри самой скважины, так и на поверхности.

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

 

Рис. 3.4. 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 - тройник; 9 — манометр; 10, 11 - задвижка;

12, 14 - задвижки-дублеры; 13- задвижка стволовая; 15 – пакер

 

Современная фонтанная арматура - результат многолетних работ конструкторов и изготовителей по совершенствованию устьевого обо­рудования этого вида эксплуатационной скважины (см. рис. 3.4).

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 (см. рис. 3.4, б), включающая тройник, запорное устройство, вентиль, ма­нометр, штуцер; запорное устройство использовалось при смене шту­цера. Необходимость смены штуцера без остановки скважины при­вела к появлению арматуры с двумя выкидными линиями - струна­ми. Эта арматура (см. рис. 3.4, в) состоит из трех тройников и трех запорных устройств и штуцеров, сочетание которых начали называть фонтанной елкой.

Необходимость в контроле давления в межтрубном пространстве в более удобной и надежной системе подвески фонтанного подъем­ника привела к дополнению фонтанной арматуры узлом 5, состоя­щим из тройника, запорного устройства, вентиля и манометра, полу­чившего название трубной головки и служащего 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 дебитами 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 депарафинизации обусло­вила дополнение елки арматуры лубрикатором, а для его установки или смены введение еще одного стволового запорного устройства. Такая арматура способствовала дальнейшему увеличению и верти­кального ее размера.

Эксплуатация 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 (см. рис.3.4, г), а ее размеры стали еще большими, что привело к усложнению обслуживания скважины.

Для уменьшения габарита фонтанной арматуры была разработа­на арматура, построенная не из тройников, а из крестовин, что 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 3.1):

 

Таблица 3.1 - Соотношение диаметра условного проход­ного отверстия и давлений

 

Dy, мм	50	65	80	100	150
Р, МПа	35 - 105	7-70	21 - 70	21 -35	21 -35

 

Перед освоением в фонтанную скважину спускают насосно-компрессорные трубы, а на колонную головку устанавливают фонтан­ную арматуру. Для последующей эксплуатации монтируют манифольд и прокладывают выкидную линию.

Фонтанные арматуры изготавливают (ГОСТ 13846-84) по вось­ми схемам (рис. 3.5) для различных условий эксплуатации. Их клас­сифицируют по конструктивным и прочностным признакам:

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

2) схеме исполнения (восемь схем);

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

4) конструкции запорных устройств (задвижки и краны);

5) размерам проходного сечения по стволу (50...150 мм) и боко­вым отводам (50... 100 мм).

Крестовая арматура (рис. 3.6, а) для скважин, не содержащих аб­разив, с проходным (условным) отверстием 50 мм, рассчитана на ра­бочее давление 70 МПа.

Тройниковая арматура (рис. 3.6, 6) 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 двезадвижки. Это обусловлено большей надежностью примененных зад­вижек при одновременном обеспечении возможности их смены на работающей скважине, т.е. без ее остановки.

 

 

Рис. 3.5. 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

 

 

Рис. 3.6.Фонтанная арматура: а - арматура крестовая; б - арматура тройниковая