Оборудование устья скважин всех типов предназначено для герметизации затрубного пространства, отвода продукции скважины, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ. Оно комплектуется в зависимости от способа эксплуатации скважин.
При фонтанном, компрессорном и бескомпрессорном способах добычи нефти оборудование устья составляется из одинаковых деталей и узлов по подобным схемам.
На устье скважин (рис. 7.22) монтируются колонная головка (ГК) и фонтанная арматура (ФА), состоящая в свою очередь из трубной головки (ГТ) и фонтанной елки (Е). Колонная головка предназначена для соединения верхних концов обсадных колонн (кондуктора, технических и обсадных труб), герметизации межтрубных пространств и служит опорой для фонтанной арматуры. Трубная головка служит 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. Обычно трубная головка представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами и трубной подвеской. Боковые отводы 8 позволяют закачивать в межтрубное пространство воду и глинистый раствор при глушении скважины, ингибиторы гидратообразования и коррозии, измерять затрубное давление (манометром 7), а также отбирать газ из него. Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке. Фонтанная елка предназначена для управления потоком продукции скважины и регулирования его параметров, а также для установки манометров, термометров и приспособлений, служащих для спуска и подъема глубинных приборов. Елка состоит из вертикального ствола и боковых отводов-выкидов (струн). На каждом отводе устанавливают по две задвижки: рабочую 16 и резервную (ближайшую к стволу) 14. На стволе установлены коренная (главная, центральная) 11 и буферная 18 задвижки. На отводах имеются «карманы» для термометров и штуцеры для манометров 15, а также для регулирования расхода 17. Ствол заканчивается буфером с манометром 19.
Рис. 7.22. Схема оборудования устья скважины крестовой арматурой: ГК - головка колонная; ГТ - головка трубная; Е - елка; ФА- фонтанная арматура;
1-кондуктор; 2 - эксплуатационная колонна; 3- фонтанная колонна; 4 -манометр межколонный; 5 - отвод от межколонного пространства; 6-задвижка ручного привода; 7 - манометр затрубный; 8 - отвод от затрубья; 9 - линия задавочная: 10-подвеска фонтанных тру б; 11-коренная задвижка; 12-задвижка с пневмоприводом; 13-крестовина; 14-задвижка резервная; 15-катушка КПП; 16-задвижка рабочая; 17 - штуцер регулируемый; 18-задвижка буферная; 19 - буфер и буферный манометр; 20- блок пневмоуправления; 21 - прискважинная установка (система) для подачи в затрубье ингибиторов и ПАВ; 22 - отвод рабочий: 23- шлейф; 24- задвижки факельной линии; 25 - амбар земляной
Фонтанные елки по конструкции делятся на крестовые и трой-никовые. В состав ствола крестовой елки входит крестовина 13, к которой и крепятся отводы-выкиды. Каждый из них может быть рабочим. Тогда второй является резервным. В конструкцию ствола тройниковой елки (рис. 7.23) входят тройники 3, 13, к которым присоединяются выкидные линии - верхняя, которая является рабочей и нижняя, являющаяся резервной. Такое распределение «ролей» связано с тем, что тройниковая арматура, как правило, применяется в скважинах, в продукции которых содержится песок или ил. При абразивном разрушении верхнего тройника скважина может быть переведена на работу через нижний отвод. Для этого закрывается задвижка (или кран),,расположенная между тройниками; верхний тройник и отвод в это время подвергаются ремонту. Ремонт крестовой арматуры значительно более затруднен. В то же время крестовая арматура компактнее, имеет меньшую высоту, ее проще обслуживать.
Фонтанная арматура рассчитана на рабочее давление?, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа, имеет диаметр проходного сечения ствола от 50 до 150мм.
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). Простейшая схема манифольда крестовой фонтанной арматуры показана на рис. 7.24. Она предусматривает наличие двух практически идентичных обвязок (рабочая и резервная), в каждой из которых есть регулируемый штуцер 1, вентили 2 для отбора проб жидкости и газа, запорное устройство 3 для сброса продукции на факел или в земляной амбар и предохранительный клапан 6. Элементы схемы собираются в одно целое с помощью фланцевых соединений 7. Узлы, очерченные четырехугольниками (№№ 1, 2, 3), собираются на заводе.
Оборудование устья штанговой насосной скважины включает (рис. 7.25) колонный фланец 1, планшайбу 2 с подвешенными к ней на-сосно-компрессорными трубами 3. В верхнюю муфту 4 труб ввинчивают тройник 5 для отвода нефти (в горизонтальной плоскости), а также для вывода наружу устьевого штока 7, связывающего через канатную подвеску насосные штанги с головкой балансира станка-качалки. Место выхода устьевого штока из тройника герметизировано с помощью сальника 6, набивку которого уплотняют крышкой 8 и пружиной.
Рис. 7.23. Фонтанная арматура тройннковая:
1 - крестовик; 2,4 - переводные втулки; 3 - тройник; 5 - переводная
катушка; 6 - центральная задвижка; 7 - задвижки; 8 - штуцеры;
9 - буферная заглушка; 10 - манометр; 11 - промежуточная задвижка;
12 - задвижка; 13 - тройники; 14 - буферная задвижка
Рис. 7.24. Схема обвязки крестовой фонтанной арматуры:
1 - регулируемый штуцер; 2 - вентили; 3 - запорное устройство для сброса продукции на факел или в земляной амбар; 4 - тройник; 5 - крестовина; 6 - предохранительный клапан; 7 - фланцевое
соединение; ГЗУ - групповая замерная установка
| Рис. 7.25. Оборудование устья скважины, эксплуатируемой погружным штанговым насосом: 1 - колонный фланец; 2 - планшайба; 3 - насосно-компрессорные трубы; 4 - верхняя муфта; 5 - тройник; б - сальник; 7 - устьевой шток; 8 - крышка |
Рис. 7.26 Станок-качалка типа СКД:
1 - подвеска устьевого штока; 2 - балансир с опорой; 3 - стойка;
4 - шатун; 5 - кривошип; 6 - редуктор; 7 - ведомый шкив;
8 - ремень; 9 - электродвигатель; 10 - ведущий шкив;
11 - ограждение; 12 - поворотная плита; 13 - рама;
14 - противовес; 15 - траверса,! 6 - тормоз
В планшайбе предусмотрены специальные отверстия для спуска в скважину скважинных приборов, выполнения ремонтных работ и технологических операций.
Жидкость, подаваемая насосом, направляется через боковой отвод тройника 5 в выкидную линию и далее в замерную или газосе-парационную установку.
Станок-качалка - это балансирный индивидуальный механический привод штангового скважинного насоса. Его основными узлами являются (рис. 7.26) рама 13, стойка 3 в виде усеченной четырехгранной пирамиды, балансир 2 с поворотной головкой, траверса 15 с шатунами 4, шарнирно подвешенная к балансиру, редуктор 6 с кривошипами 5 и противовесами 14. Для обеспечения возможности изменения числа качаний станки-качалки комплектуются набором сменных шкивов 7,10.
Станки-качалки выпускаются в двух исполнениях: СК и СКД, различающихся рядом конструктивных деталей. В шифре их типоразмера указываются важнейшие характеристики привода насоса. Например, обозначение СКЗ-1,2-630 означает: СК - вариант исполнения; 3 - грузоподъемность в тоннах; 1,2 - максимальная длина хода головки балансира в метрах; 630 - наибольший крутящий момент на валу редуктора в кг • м. Сведения о типоразмерах станков-качалок приведены в табл. 7.5.
Таблица 7.5 Основные характеристики станков-качалок
| Типоразмер станка-качалки | Длина хода, м | Глубина спуска (в м)/подача (в м"7сут) при диаметре насоса, мм | ||||||||||||||
| СКЗ-1, 2-630 | 0,6 1,2 | 1160 4,4 1050 10 | 1070 5,4 950 14 | 950 7,1 840 19,3 | 830 9 740 24,4 | 635 15.2 570 40,3 | 440 26,9 400 64,2 | - | ||||||||
| СК5-3-2500 | 1,3 3 | 1490 9 1255 23,7 | 1400 11,3 1160 30,3 | 1270 15 1005 42,3 | ИЗО | 900 30,2 700 87,1 | ТОО 48,8 550 134,5 | |||||||||
| 870 54 | 103,7 345 256,5 | |||||||||||||||
| СК6-2,1-2500 | 0,9 2,1 | 1895 6 1600 19 | 1715 7 1500 24 | 1445 10,2 1360 32 | 1300 12,5 1200 40,4 | 14,7 910 65 | 870 26,3 670 103,2 | 500 71,3 420 204 | ||||||||
| 1,2 | ||||||||||||||||
| СК 12-2,5-4000 | 2,5 | 5,2 3410 | 7,6 2990 | 10,2 2600 | 12,7 2260 | 20 1210 | 30,6 840 | 55,3 560 | ||||||||
| 18,3 | 25,4 | 30,2 | ||||||||||||||
| 1,8 | ||||||||||||||||
| СК8-3,5-4000 | 3,5 | 12 1620 | 14 1445 | 18 1240 | 22,3 1060 | 65.5 620 | 130,4 420 | |||||||||
| 35,2 | 49,2 | 62,5 | 101,4 | 297,7 | ||||||||||||
| 1,8 | ||||||||||||||||
| СК8-3,5-5600 | 3,5 | 12 1970 | 14 1900 | 18 1670 | 22,3 1445 | 36 1075 | 65,5 815 | 130,4 550 | ||||||||
| 27,5 | 34,6 | 46,8 | 59,6 | 96,4 | 153,3 | 288,4 | ||||||||||
| 1,5 | ||||||||||||||||
| CKIO-3-5600 | 8,3 2590 | 10,1 2450 | 13,3 2290 | 16,3 2000 | 25,4 1380 | 38,6 930 | 81 605 | |||||||||
| 22,6 | 35,5 | 43,5 | 74,8 | 125,5 | 239,3 | |||||||||||
| 0,9 | — | |||||||||||||||
| СКДЗ-1,5-710 | 1,5 | 7,5 1022 | 9,4 906 | 13,5 727 | 17,3 598 | 29,2 437 | 46,3 313 | |||||||||
| 14,2 | 18,3 | 25,7 | 33.1 | 54,8 | 84,9 | |||||||||||
| 0,9 | ||||||||||||||||
| СКД4-2,!-1400 | 2,1 | 6,7 1264 | 8,2 1127 | 10,6 919 | 13,8 780 | 24,4 567 | 40,5 408 | 87,6 235 | ||||||||
| 20,3 | 25,8 | 36,1 | 46,1 | 76,2 | 118,2 | 225,8 | ||||||||||
| 0,9 | ||||||||||||||||
| СКД6-2,5-2800 | 2,5 | 5,2 1804 | 6,6 1490 | 8,8 | 11,0 1251 | 17,7 857 | 35,7 609 | 72,5 386 | ||||||||
| 22,0 | 28,5 | 37,0 | 48,0 | 82,1 | 129,7 | 245,5 | ||||||||||
| 1,6 | ||||||||||||||||
| СКД8-3-4000 | 10,2 1956 | 12,3 1843 | 15,5 1661 | 25,0 1176 | 32,0 980 | 55,9 | 112,2 469 | |||||||||
| 23,1 | 29,1 | 39,3 | 53,7 | 87,2 | 131,0 | 249,6 | ||||||||||
| 1,8 | ||||||||||||||||
| СКД10-3,5-5600 | 3,5 | 11,5 2446 | 13,4 2305 | 17,3 2041 | 27,5 1389 | 35,4 1106 | 57.7 860 | 120 544 | ||||||||
| 27,5 | 45,3 | 62,7 | 101,9 | 151.8 | 288,9 | |||||||||||
| 1,6 | ||||||||||||||||
| СКД12-3-5600 | 9,1 3161 | 11 2989 | 14,3 2691 | 19,1 1808 | 29,4 1377 | 41,5 1028 | 74,4 644 | |||||||||
| 22,7 | 26,6 | 32,5 | 50,3 | 82,4 | 122,0 | 236.6 | ||||||||||
Рис. 7.27. Оборудование устья скважины, эксплуатируемой глубинными центробежными или винтовыми насосами:
1 - крестовина; 2 - разъёмный корпус; 3 - резиновый уплотнитель;
4 - кабель; 5 - эксцентричная планшайба; 6 - выкидная линия;
7 - обратный клапан; 8, 9 - задвижка; 10,11 - манометр
Оборудование устья скважин, эксплуатируемых глубинными центробежными и винтовыми насосами, идентично. Оно изображено на рис. 7.27. Крестовина 1 навинчивается на ответную муфту колонной головки и имеет боковые задвижки. Насосный агрегат на НКТ подвешивают на специальной разъемной эксцентричной планшайбе 5, имеющей отверстие для кабеля 4. Места ввода кабеля и НКТ уплотняются разъемным корпусом 2 и резиновым уплотнителем 3, который поджимается разъемным фланцем. Межтрубное пространство соединено с выкидной линией 6, на которой установлен обратный клапан 7 для отвода газа при работе скважины. Задвижка 8 позволяет спускать в скважину различные измерительные приборы и механические скребки для очистки подъемных труб от парафина. Для этого на тройнике устанавливают специальный лубрикатор. Задвижка 9, установленная на выкиде устьевой арматуры, служит для регулирования режима работы скважины. Давления на выкиде и в межтрубном пространстве замеряются манометрами 10, 11.
