Оборудование при газлифтной и фонтанной эксплуатации скважин

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.

 

2.2. 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.

Фонтанные скважины оборудуются арматурой, изготовленной согласно ведомственной нормали Н 697-53. Фланцевая фонтанная арматура (типовая) на пробное давление 250 кГ/см2 имеет два основных узла: трубную головку, состоящую из крестовика, тройника, переводника (катушки), задвижек, и фонтанную елку, включающую два тройника, три стволовых и три боковых задвижки, буфер и штуцерный патрубок.

Основные детали фонтанной арматуры изготовляются из стали ; 35 ХМА.

Крестовик с проходным отверстием Ø 152 мм и отводами Ø 65 мм присоединяется к колонной головке. На отводах устанавливаются по две задвижки диаметром 2 ". В случае необходимости периодического выпуска газа из затрубного пространства на одном из боковых отводов ставят еще одну задвижку и шайбу с отверстием Ø 1—2 мм или же через этот отвод при надобности накачивают газ или жидкость. На буфере отвода ставят рабочий манометр для контроля давления газа в межтрубном пространстве.

Тройник с проходным отверстием Ø 132 мм и боковым отводом Ø 65 мм устанавливают на крестовик. Он служит для подвешивания первого ряда насосно-компрессорных труб при помощи втулки, ввинчиваемой в тройник, и подачи жидкости для возбуждения скважины.

Переводник (катушка) соединяет крестовик или тройник с центральной задвижкой. Внутри переводника имеется резьба для подвешивания второго ряда колонны лифтовых труб при помощи втулки или патрубка.

 

Таблица 4

Техническая характеристика фонтанной арматуры

Шифр	Рабочее давление (в кГ/см2)	Пробное давление (в кГ/см2)	Фонтанная елка		Трубная головка
			Тип	Диаметр (в дюймах)	Тип	Ширина (в мм)	Высота (в мм)	Вес (в кг)
1 АФК  1 АФК 4 2 АФК  2 АФК 4 1 АФТ  1 АФТ 4 2 АФТ  2 АФТ 4 2 АФТ  АФ 60 2 АФК 60	40; 75; 125 40; 75; 125 40; 75; 125   40; 75; 125 40; 75; 125 40; 75; 125 40; 75; 125 40; 75; 125   200 300 500	75; 150; 250   75; 150; 250   75; 150; 250   75; 150; 250   75; 150; 250   75; 150; 250   75; 150; 250   75; 150; 250     400   600   1000	Крестовая   То же   * *   * *   Тройниковая То же   * *   * *     * *   * *   Крестовая	4     4     4     4     60*   60*	Однорядная //   Двухрядная //   Однорядная //   Двухрядная   //   //   //   //	3100   3500   3100   3500   2415   2700   2415     2700   3130   3425   6470	2380   2630   2880   3130   3160   3470   3660     4030   3746   3900   3030	---   --   --   --   1976   --   2358     --   3172   4030   --

 

Центральная (стволовая) фонтанная задвижка служит для перекрытия струи фонтанирующей скважины в аварийных случаях. В период фонтанирования скважины задвижка устанавливается на переводнике в открытом положении.

Противовыбросовая фонтанная задвижка применяется при вскрытии продуктивного пласта, перфорации эксплуатационной колонны и для герметизации устья скважины в случае фонтанирования. Противовыбросовые задвижки изготовляются на пробное давление 250, 400 и 600 кГ/см2 и устанавливаются на тропинке фонтанной арматуры. Присоединительные размеры верхнего фланца задвижки должны соответствовать размерам фланцев фонтанной арматуры.

Фонтанная елка собирается по типовой схеме. На выкидах елки за задвижками устанавливают стальную катушку. Корпус штуцера вставляется в выкидной патрубок, а фланец его зажимается между фланцем катушки высокого давления и фланцем выкидного патрубка низкого давления. Внутрь корпуса штуцера вставляется сменная стальная штуцерная втулка, диаметр которой принимается соответственно установленному технологическому режиму эксплуатации скважины.

Чтобы увеличить износостойкость штуцеров, их изготовляют многоступенчатыми.

Регулирующий штуцер с игольчатым клапаном и втулкой применяется на фонтанных скважинах, выбрасывающих небольшое количество песка. Штуцер типа ШРУ - 300 Х 2 на рабочее давление 300 кГ /см2 устанавливается на повороте выкидной линии. Габаритные размеры штуцера — 810 х 335 х 250 мм.

Фонтанная фланцевая арматура на пробное давление 400 кГ/см2 отличается от фонтанной арматуры на пробное давление 250 кГ/см2 толщиной фланцев и шпилек, изготовленных из стали марки 40 ХН. Присоединительные размеры фланцевых соединений у обоих типов арматуры одинаковые, кроме размеров нижнего фланца крестовика. Основные детали фонтанной арматуры изготовляются из литой хромистой стали марки 50Х, а некоторые – из стали марки Ст. 3. Фонтанная арматура должна быть износостойкой к воздействию песком, выносимым струёй нефти, газа и воды с большой скоростью (особенно сильно истираются в местах изменения направления струи — тройники елки, буфера, запорные поверхности корпуса и клина задвижек).

В собранной елке выкидные линии должны быть в одной плоскости. Отклонения допускаются на угол не более 3°.

Клин не должен выступать в проходное отверстие корпуса при открытой задвижке.

Ствол елки не должен иметь перекосов и проходные отверстия должны быть гладкими.

При сборке деталей фонтанной арматуры резьбовые соединения должны быть покрыты графитной смазкой.

К крышке корпуса задвижки должен быть вертикально и наглухо прикреплен указатель степени открытия задвижки. На планке должно быть выбито число оборотов, необходимое для полного открытия или закрытия задвижки.