Оборудование при газлифтной и фонтанной эксплуатации скважин

Пробковые краны имеют  то преимущество перед задвижками, что у них меньше масса, они  удобны при эксплуатации, особенно при автоматизации управления работой скважин.

Уплотнительные поверхности  в кране соприкасаются с рабочей  средой только в момент открытия и закрытия, что значительно уменьшает их эрозию и коррозию. Кроме фонтанных арматур, поставляемых в виде сборок трубной головки и елки, машиностроительные заводы по требованию заказчика могут поставлять отдельные узлы арматуры.

При оборудовании неответственных  фонтанных скважин (невысокое давление, отсутствие пескопроявлений) часто  применяются упрощенные арматуры, собранные  из задвижек, старых тройников и крестовин непосредственно на нефтедобывающих предприятиях (рис. 59). Установка фонтанной арматуры на устье скважины является важным и ответственным этапом работ, особенно если скважина пробурена на залежь с газонапорным режимом и отличается высоким давлением. Поэтому сборка фонтанной арматуры на устье скважины должна производиться весьма тщательно, с проверкой и опрессовкой собранной арматуры на двухкратное рабочее давление.

Если ожидается бурное нефтегазопроявление и возникает  опасность раскачивания фонтанной арматуры, ее укрепляют анкерными болтами и растяжками.

Концевые задвижки фонтанных  арматур соединяются системой трубопроводов с оборудованием для сепарации и сбора нефти. Все эти трубопроводы, предназначенные для направления газонефтяного потока от устья скважины, а также для соединения затрубного и межтрубного пространств с наземным оборудованием скважины, называются обвязкой скважины. В зависимости от условий эксплуатации скважины и конструкции фонтанной арматуры обвязка выполняется по различным схемам, но в любом случае предусматривается непрерывная работа скважины и возможность ремонта одной из выкидных линий.

В скважинах с интенсивным  выносом песка, оборудованных тройниковыми арматурами, рабочая обвязка выполняется  из толстостенных труб диаметром до 150 мм, а узлы, где происходит поворот струи, — из литых тройников, способных длительное время работать без замены. Обвязка фонтанных скважин, оборудованных крестовиковыми арматурами упрощенного типа и добывающих парафинистую нефть, часто выполняется по схеме, которая показана на рис. 3. Здесь предусмотрено подключение к обвязке скважины паровой передвижной установки через задвижку 2. Повороты обвязки делаются плавными, с тем чтобы уменьшить отложения парафина в застойных вонах, а трубы используются большого диаметра (114 мм), что позволяет продлить периоды между операциями но очистке обвязки от парафина.

Задвижка затрубного пространства фонтанной арматуры соединяется  с одной из манифольдных линий, что  позволяет при необходимости  снижать давление в затрубном пространстве, направляя газонефтяную смесь непосредственно в газосепаратор.

 

2. Обсадные тубы

 

Для крепления стенок нефтяных к  газовых скважин применяются  обсадные трубы. Кондуктор скважины, техническая и эксплуатационная колонны собираются из цельнотянутых бесшовных обсадных труб разных диаметров. Механические свойства сталей для изготовления обсадных труб и муфт приведены в таблице 1.

 

Таблица 1 Механические свойства сталей для обсадных труб и муфт (по ГОСТ 632—57)

Показатели	Углеродистая сталь марки			Легированная сталь марки		Новые марки  сталей
	А	С	Д	Е	ЕМ	36Г2С	СГБЛ	38ХНМ
Предел прочности при растяжении ( в кГ/см2), не менее. Предел текучести ( в кГ/см2), не менее. Относительное удлинение ∂10 ( в %), не менее.	42       25       19	55       32       14	65       38       12	75       55       10	70       50       10	80-85       47-57*       12-18	90-100       55-75*       10-12	80-100       55-80*       11-15

 

Обсадные трубы типа ДУК изготовляются  диаметром 168 мм из стали марки Д. В резьбовом соединении такие трубы должны иметь повышенную прочность (на 40—50%). Для этого один конец ее высаживается под раструб и после термообработки нарезается как муфта, а на другой конец нарезают наружную трубную резьбу.

 

 

Таблица 2 Основные размеры обсадных труб и их прочностные характеристики
Наружный диаметр (в мм)	Толщина стенки (в мм)	Внутренний  диаметр (в мм)	Страгивающая нагрузка ( в т )				Растягивающая нагрузка, при которой напряжение и теле трубы достигает предела  текучести (в /Н)					Сминающее давление (в кГ/см2)					Внутреннее  давление, при котором напряжение в теле трубы достигает предела текучести (в кГ/см2)					Теоретический вес 1 пог. м. тубы (в кг)	Наружный диаметр  муфты (в мм)	Вес муфты (в кг)	Вес 1 пог. м колонны (в кг)
			Для стали марок
			С	Д	ЕМ	Е		С	Д	ЕМ	Е		С	Д	ЕМ	Е		С	Д	ЕМ	Е
			С пределом текучести (в кГ/мм2)
			32	38	50	55		32	38	50	55		32	38	50	55		32	38	50	55
121	7 8 10	107 105 101	50 60 80	60 70 95	70 -- --	85 105 135		80 90 110	95 110 135	-- -- --	140 155 190		285 345 455	330 395 535	410 510 690	435 550 755		370 425 530	440 505 630	-- -- --	635 725 910	19,7 22,3 27,4	-- 136 --	-- 5,0 --	20,2 22,8 27,9
141	7 8 10 12	127 125 121 117	55 70 90 115	65 80 110 135	-- -- -- --	95 115 155 195		95 115 155 195	110 125 155 185	-- -- -- --	160 185 225 270		225 280 375 465	255 320 440 550	300 395 565 715	315 420 615 780		320 360 455 545	375 430 540 645	-- -- -- --	545 625 780 935	23,1 26,2 32,3 38,4	-- 166 -- --	-- 8,7 -- --	24,0 27,1 33,2 39,3
146	6 7 8 10 12	134 132 130 126 122	45 60 70 95 120	55 70 85 115 140	-- -- -- -- --	-- 105 125 165 205		-- 105 125 165 205	100 115 130 160 190	-- -- -- -- --	-- 170 190 235 280		160 215 265 360 450	175 240 305 420 530	-- 280 370 535 685	-- 290 390 580 750		260 305 350 440 525	310 365 415 520 625	-- -- -- -- --	-- 525 600 755 905	-- 23,9 27,2 33,5 39,3	-- -- 166 -- --	-- -- 8,7 -- --	-- 24,8 28,1 34,4 40,2
168	6 7 8 9 10 11 12 14	156 154 152 150 148 146 144 140	50 65 80 95 110 120 135 165	60 80 95 110 130 145 160 195	-- 105 125 145 170 190 210 255	-- 115 140 160 185 210 230 280		-- 115 140 160 185 210 230 280	115 135 155 170 190 205 225 255	-- 180 200 225 250 270 295 340	-- 195 220 245 275 300 325 370		115 165 210 255 300 340 380 460	125 180 240 295 350 400 445 540	-- 200 275 355 430 505 570 700	-- 205 285 375 460 545 620 765		225 265 305 345 380 420 455 530	270 315 360 405 450 495 540 635	-- 415 475 535 595 655 715 835	-- 460 525 590 655 720 785 915	-- 27,8 31,6 35,3 39,0 42,6 46,2 53,2	-- -- -- 188 -- -- -- --	-- -- -- 9,3 -- -- -- --	-- 28,7 32,5 36,2 39,9 43,5 47,1 54,1
194	8 10 12 14	178 174 170 166	90 125 155 185	110 145 185 220	-- -- -- --	160 215 270 320		160 215 270 320	180 220 260 300	-- -- -- --	260 315 375 435		160 240 315 385	175 275 365 450	195 330 460 580	200 345 495 630		265 330 395 460	315 390 470 545	-- -- -- --	455 565 580 790	36,7 45,4 53,9 62,2	-- 216 -- --	-- 12,5 -- --	37,9 46,6 55,1 63,4

 

 

В равнопрочных трубах повышенной прочности  приваренные концы с резьбой  изготовляются из легированной или  углеродистой стали и термически обрабатываются до приварки.

Резьба труб диаметром до 245 мм имеет 8 ниток на 25,4 мм а труб диаметром от 273 мм до 425,5 мм - 6 ниток на 25,4 мм.

В зависимости от диаметра обсадные трубы изготовляются такой длины:

Диаметр (в мм)    Длина (в м)

до 219 мм     9-13

до 349 мм     7-15

до 425,5 мм    6-13

Основные размеры обсадных труб и их прочностные характеристики приведены в табл. 2.

 

2.3 Колонные головки

 

Для герметизации межтрубного пространства, а также  обвязки верхней части спущенных в скважину труб, устанавливают колонные головки.

Колонная головка  состоит из фланцев, патрубков и  пьедесталов, соединенных между собой в определенной последовательности. Надежное и тщательное их соединение, исключающее пропускание газа и жидкости, гарантирует безаварийную работу скважины бурений и эксплуатации.

Верхний устьевой фланец головки служит основанием, на котором монтируют арматуру скважины. Колонные головки рассчитывают на пробное давление 75, 150, 250, 400 и 600 кГ/см² и собирают для скважин разных конструкций.

 

Таблица 3.

Основные технические данные клиновой колонной головки

Шифр	Рабочее давление (в кГ/см2)	Пробное давление (в кГ/см2)	Диаметр эксплуатационной колонны (в дюймах)	Диаметр технической  колонны (в дюймах)	Вес (в кг)		Габаритные  размеры (в мм)
					Колонной головки	Общий с деталями	диаметр	высота
ГКК 125-     ГКК 125-         ГКК 300-       ГКК 300-       ГКК 600-   ГКК 600-	125     125         300       300       300     300	250     250         600       600       600     600	146     146         146       146       167,6     167,6	219   244 273 298 324     219   244 273 298 324     273     298	483     483         865       865       1716     1683	674     744         1056       1127       -------     -------	540     540         630       630       ------     ------	785     785         825       825       --------     --------

 

Собранная колонная головка подвергается опрессовке на двойное рабочее давление. Для опресовки в боковое отверстие катушки ввинчивают приспособление, состоящее из крестовика с манометром, крана высокого давления и обратного клапана. Опрессовывают головку ручным насосом, накачивая в нее воду через обратный клапан. Колонная головка считается принятой, если в течение 10 мин не падает давление и не потеет сварной шов. После опрессовки вода спускается, а отверстие закрывается пробкой.

После окончания монтажа клиновой колонной головки шахту заливают цементным раствором до фланца ее корпуса.

В очень глубоких скважинах техническую  колонну подвешивают на клиньях. Для этого на резьбу кондуктора навинчивают  лафетное кольцо и при помощи шести  клиньев на нем подвешивают техническую  колонну. Кольцевое пространство между кондуктором и технической колонной заливается цементным раствором через трубы Ø 1”. Пропущенные через просвет 50 мм между клиньями лафетного коьца. Описанная колонная головка рассчитана на пробное давление 600 кГ/см².

Пьедестал имеет размеры, зависящие от диаметров подвешиваемых колонн труб. Пьедесталы изготовляются литыми из стали марки 40Г2 -Л. Флинцы изготавливаются из стали марки 35ХА.

 

2.4. Фонтанная арматура

 

Предназначается для герметизации фонтанных скважин, контроля и регулирования режима эксплуатации.

Фонтанная арматура состоит из трубной  головки и фонтанной елки; ее классифицируют по:

а) диаметру проходного сечения: 2, 2 и 4";

б) рабочему давлению: 40, 75, 125, 200, 300 и 500 кГ/см² и соответственно пробному—75, 150, 250. 400, 600 и 1000 кГ/см²;

в) виду подвески труб — однорядная и двухрядная;

г) конструкции—тройниковая и крестовая;

д) типу соединения деталей—фланцевая  и резьбовая (последний тип снят с производства).

Схемы сборок фонтанной арматуры на рабочее давление 75, 150 и 250 кГ/см² одинаковые.

Тип и конструкция фонтанной  арматуры выбирается в зависимости  от максимального давления, предполагаемого на устье скважины, и условий эксплуатации. Считают, что давление выделяющихся из пласта газов в затрубном пространстве, незначительно отличается от пластового. Поэтому для вновь вскрываемых пластов его ориентировочно принимают равным давлению столба воды высотой, соответствующей глубине скважины, и рассчитывают по формуле:

 

   (3)

 

где Н—глубина скважины, м;

Р— пластовое давление, кГ/см².