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


пошаговое описание, особенности и рекомендации

После завершения работ по бурению скважины можно приступать к ее обустройству. Достаточно важным этапом является обвязка скважины. Такие работы осуществляются по одной из существующих технологий, которые отличаются по функциональности, надежности и стоимости.

Основные особенности обвязки

Если вы хотите оставить верхний вывод скважины на улице, то пользоваться ею можно будет лишь летом. Если подсоединить в тёплое время года к оголовку водопровод, то использовать источник можно будет до первых холодов. При необходимости поступления воды в дом круглый год трубопровод следует сделать постоянным. Для этого его укладывают ниже линии промерзания. Это указывает на то, что вход в скважину должен располагаться на глубине в 2 м.

Защитить источник воды необходимо не только от промерзания, но и от попадания мусора. Помимо прочего, оборудование необходимо периодически обслуживать, а скважину – чистить. Поэтому к системе должен быть обеспечен свободный доступ.

Описание технологии

Обвязка скважины – это целый комплекс работ, которые предполагают:

  • прокладку и запуск системы водопровода;
  • монтаж оборудования;
  • обеспечение бесперебойной подачи воды;
  • защиту источника воды от грязи и промерзания.

Если речь идёт о стандартной схеме обвязки, то для начала необходимо изготовить адаптер, кессон или приямок. Система трубопровода на следующем этапе должна быть спроектирована и уложена. Мастерам предстоит подобрать насос и фильтры, монтировать гидроаккумулятор и позаботиться об установке и запуске насоса. От того, насколько продуманным и качественным окажется проект, будет зависеть успешность эксплуатации скважины.

Рекомендации по вопросу адаптера, кессона и приямка

Если обвязка скважины будет выполняться вами самостоятельно, то, по мнению потребителей, важно подумать о том, по какой технологии будет обустраиваться место вывода на воду. Это может быть:

  • приямок;
  • кессон;
  • адаптер.

В качестве альтернативного решения выступает строительство наземного сооружения. Однако этот вариант оправдан лишь в том случае, когда скважина находится в теплой климатической зоне. При понижении температуры помещение будет требовать отопления, что нерентабельно.

Обвязку скважины будет осуществить очень просто, если изготовить приямок. Дополнительную выгоду удастся получить, если имеется доступ к стройматериалам бывшего употребления. В качестве одного ограничения выступает уровень подземных вод, который должен быть достаточно низким, в противном случае, как подчеркивают домашние мастера, приямок окажется затоплен. Изготовить его можно из бетонных колец, кирпича или опалубки из бетона.

Пошаговое описание обвязки с помощью приямка

Если вы решили использовать в качестве технологии обвязки приямок, то для начала необходимо определиться со способом его изготовления. На следующем этапе подготавливается яма, глубина которой может достигать 2 м, в противном случае работать внутри будет крайне неудобно. На дно засыпается щебень, после можно переходить к изготовлению стен. При необходимости их можно гидроизолировать, а после обсыпать керамзитом или гравием по периметру.

Если обвязка скважины своими руками выполняется по технологии возведения приямка, то следует помнить о том, что он имеет внушительный минус, выраженный в низкой герметичности. Это препятствует возможности установки внутри оборудования, для этого следует подготовить другое помещение. Крышка может быть выполнена из металла, альтернативным решением выступает использование бетонной плиты с люком. В каждом из этих случаев понадобится теплоизоляция. Можно расположить основную площадь крышки ниже верхней линии земли. Снаружи будет лишь люк.

Выбор оборудования

В качестве основного оборудования при обвязке скважины выступает насос. Без него вода не будет поступать в трубопровод. При его выборе следует учитывать характеристики скважины и определить нагрузки, чтобы устройство было способно справляться с поставленными задачами. Среди основных параметров выбора следует выделить:

  • производительность;
  • дебет скважины;
  • автоматику;
  • диаметр скважины;
  • напор;
  • чистоту воды.

Что касается производительности, то она определяется с учетом потребностей в воде. Эту цифру важно знать как можно точнее, ведь от мощности насоса зависит стоимость. К потребности следует прибавить 20 %. Это необходимо по той причине, что временами вода требуется в большем объеме, помимо прочего, насос не должен работать на пределе.

Определяя дебет скважины, вы должны учесть, что производительность оборудования подбирается с учетом количества воды, которое способно обеспечить скважина. Если туда вода поступает очень медленно, то в приобретении мощного насоса нет смысла. Желательно, чтобы он имел автоматику для автономного отключения, когда в скважине заканчивается вода. При работе на сухую устройство может сгореть.

Схема обвязки скважины на воду представлена в статье. Помимо прочего, при выборе оборудования вы должны учесть диаметр скважины для нормальной работы насоса. Его диаметр должен быть меньше обсадной трубы хотя бы на 1 см. В роли одной из важных характеристик выступает напор. Он указывает, на какую высоту агрегат будет способен поднять воду.

При расчетах следует учитывать, что к глубине скважины нужно прибавлять длину водопровода. Обратите внимание еще и на чистоту воды. Насос должен быть рассчитан на содержание в жидкости мелких фракций песка. Если эту особенность не предусмотреть, то устройство быстро выйдет из строя.

Обвязка устья и ее схема

Схема обвязки устья скважины используется при работах на источниках с пластовым давлением, которое не превышает гидростатическое. При этом существует вероятность нефтегазопроявления. При использовании универсального герметизатора устья через трубы применяется запорная компоновка для исключения нефтегазопроявления. К ней предъявляются особые требования, среди них следует выделить:

  • шаровый кран должен находиться в открытом положении;
  • параметры дистанционного патрубка определяются с тем расчётом, чтобы круговой паз муфты оказался на уровне затвора;
  • закрытие крана производится лишь после закрытия плашечных затворов.

Вышеупомянутая схема используется при работах, которые направлены на текущий и капитальный ремонт, а также освоение скважин с пластовым давлением, которое может превышать или равняться гидростатическому.

Нефтяная скважина и особенности ее обвязки

Трубная обвязка нефтяной скважины – это часть фонтанной арматуры, которая располагается на колонной обвязке. Предназначается для одного или двух скважинных трубопроводов, управления и контроля за потоком среды в межтрубном пространстве. Верхний конец скважинного трубопровода фиксируется в катушке, которая располагается на трубном оголовке.

Выпуск фонтанной арматуры осуществляется на рабочем давлении в пределах от 14 до 140 МПа. При этом сечение ствола может быть равно цифре от 50 до 150 мм. Фонтанная елка может иметь конструкцию в виде тройников или крестовин. Эти параметры определяются рядами труб, которые спускаются в скважину. Дополнительно система оборудуется кранами или задвижками.

Газовые скважины и особенности их обвязки

Обвязка газовых скважин необходима для соединения с коллекторами сбора. Узлы и блоки используются для выполнения технологических операций при обустройстве месторождений. Обвязка – это не только комплекс работ, но и комплект сборочных узлов, который предполагает сварные конструкции с ответными фланцами, тройниками и отводами, а также арматурой и переходниками.

Качество соединений при этом повышается за счёт работ по сварке, которая не разрушает швы и предполагает качество, которое можно было бы получить в заводских условиях. Условный проход может изменяться в пределах от 50 до 100 мм, тогда как рабочее давление равно 14-35 МПа.

Заключение

Для обвязки скважины может быть использован кессон, который представляет собой тот же приямок, но изготовленный в заводских условиях. Этот способ во многих случаях наиболее предпочтителен. Он может быть выполнен из разных материалов, например металла или пластмассы. Кессон имеет неоспоримые преимущества перед другими способами обвязки. Во-первых, он полностью герметичен. Во-вторых, установить его проще. В-третьих, кессон может иметь практически любой размер, поэтому параметры можно подобрать с учетом устанавливаемого оборудования. Если уровень грунтовых вод на участке превышает 3 м, то герметичный кессон должен быть установлен обязательно при обвязке скважины.

fb.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

УСТЬЕВАЯ ОБВЯЗКА ВЫСОКОДЕБИТНОЙ НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ С МЕЖКОЛОННЫМИ ГАЗОПРОЯВЛЕНИЯМИ

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.

edrid.ru

Наземное оборудование скважины. ФА (типы). Обвязка устья газовых и газоконденсатных скважин.

     Оборудование устья газовой скважины предназначено для соединения верхних концов обсадных колонн и фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства и соединений между деталями оборудования, осуществления мероприятий по контролю и регулированию технологического режима эксплуатации скважин. Оно состоит из трех частей 1) колонной головки, 2) трубной головки и 3) фонтанной елки.

Фонтанная арматура состоит из трубной обвязки и фонтанной елки.

   Трубная обвязка – часть фонтанной арматуры, устанавливаемая 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 либо в катушке-трубодержателе, устанавливаемой на трубную головку, либо в муфте-трубодержателе, устанавливаемой в корпусе трубной головки.  

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.

   Конструкция устьевой фонтанной арматуры обеспечивает полную герметичность по отношению к окружающей среде.

Колонная головка соединяет верхние концы кондуктора и эксплуатационной колонны, герметизирует межтрубное пространство, служит опорой трубной головки с фонтанной елкой. Устьевая колонная обвязка предназначена для обвязывания двух и более колонн, контроля давления в межколонном пространстве и проведения ряда технологических операций.

В процессе бурения на устьевую колонную обвязку устанавливается превенторный блок, а в процессе освоения и эксплуатации скважин – фонтанная или нагнетательная арматура.

Пример условного обозначения устьевой колонной обвязки для обвязывания трех обсадных колонн диаметром 168, 245 и 324 мм на рабочее давление 35 МПа (350 кгс/см2), для среды нефти, газа, газоконденсата и глинистого раствора с содержанием Н2S и СО2 до 6%  по объему каждого для умеренного макроклиматического района: ОКК2-35-168х245х324К2.

На рис.16.2 изображена колонная головка на шлипсах В нижней части расположен широкоопорный пьедестал 1, навернутый до отказа на наружную резьбу обсадной колонны и закрепленный на бетонном фундаменте анкерными болтами Сверху к пьедесталу прикреплен при помощи фланцевого соединения опорный пьедестал 2, служащий для подвески эксплуатационной колонны. На конусных внутренних ребрах опорного пьедестала установлены шлипсы 3, на которых подвешена и закреплена эксплуатационная колонна Для герметизации межтрубного пространства в опорном пьедестале над шлипсами установлен сальник, состоящий из газонефтестойкого специального уплотнения 6, зажатого между двумя кольцами 4 и 7 нажимной гайкой 8. Подвеска эксплуатационной колонны на шлипсах заменяет сложный способ подвески на резьбе.

Трубная головка служит для подвески фонтанных труб и герметизации межтрубного пространства

                                                                      

Рис. 16.2. Схема колонной головки газовой скважины со шлипсовым креплением обсадных колонн

1 - широкоопорный пьедестал; 2 - опорный пьедестал для подвески эксплуатационной колонны;

3 - шлипсы; 4 и 7 - нижнее и верхнее кольца; 5 - отводной патрубок; 6 - уплотнение; 8 - нажимная гайка

Рис. 16.3. Оборудование устья скважины.

а - тройниковая арматура:   1, 11 - фланцы, 2, 9 - буферы, 3 - вентиль, 4 - манометр; 5 - задвижка; 6 - крестовина; 7, 10 - катушки; 8 - тройник; 12 - штуцер;

б - крестовиковая арматура: 1 - фланец, 2 - уплотнитель, 3, 8, 11 - буферы, 4 - вентиль; 5 - манометр; 6 - задвижка; 7, 9 - крестовины; 10 - тройник; 12 - штуцер; 13 - катушка; 14 - фланец

между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами. На трубную головку непосредственно устанавливают фонтанную елку крестовикового или тройникового типа.

Фонтанная елка монтируется выше верхнего фланца трубной головки. Она предназначена для:

1)       освоения скважины;

2)       закрытия скважины;

3)       контроля и регулирования технологического режима работы скважины.

Основной элемент фонтанной елки крестовикового типа - крестовина, а тройниковой елки - тройник. На ней монтируются штуцеры, термометры, установки для ввода ингибитора гидратообразования и коррозии, устьевой клапан-отсекатель

Устьевой клапан-отсекатель (К-301) предназначен для автоматического перекрытия выходной линии от скважины (шлейфа) при аварийном повышении давления до него или понижении давления после него (в шлейфе). Запорный элемент клапана-отсекателя К-301 выполнен в виде заслонки. Она удерживается в горизонтальном положении с помощью штока чувствительного элемента. При уменьшении давления в трубопроводе шток перемещается, освобождает заслонку, которая и перекрывает поток газа. Клапан-отсекатель открывается вручную после выравнивания давлений до и после заслонки.

 Межтрубные пространства уплотняются кольцевыми прокладками Нижние боковые отводы от трубной головки предназначены для обработки скважины и замера межтрубного давления. Из двух отводов фонтанной елки один рабочий, второй резервный. Фонтанная елка крестовикового типа имеет небольшую высоту, удобна в обслуживании, уравновешена. Применяется в случае, если в потоке газа отсутствуют твердые взвеси, газообразные или жидкие коррозионные агенты, способные вызвать коррозию крестовины и тем самым вывести скважину из эксплуатации.

Фонтанная арматура (елка) тройникового типа имеет два тройника. Верхний - рабочий, нижний - резервный. Нижний используется только во время ремонта или замены верхнего. Фонтанная арматура тройникового типа имеет большую высоту (до 5 м от поверхности земли), неудобна в обслуживании, неуравновешена.

Рис. 16.4. Комплекс устьевого оборудования для высокодебитных скважин:

1 - угловой регулирующий штуцер; 2 - автоматический отсекатель; 3 - стволовая пневматическая задвижка; 4 - трубная головка

Применяется в особо сложных условиях эксплуатации скважины - при наличии твердых взвесей в потоке газа, вызывающих абразивный износ оборудования, газообразных или жидких коррозионных агентов (углекислый газ, сероводород, пропионовая, масляная или. другие кислоты жирного ряда), при резких колебаниях давления и температуры. В верхней части фонтанной елки устанавливается буферный патрубок с манометром, показывающим давление на головке скважины (буферное давление).

Фонтанная арматура выпускается на рабочие давления 4; 7,5; 12,5; 20; 30; 35; 70 и 100 МПа. Внутренний диаметр фонтанной арматуры (63 или 100 мм) выбирают в зависимости от дебита скважины и давления газа. Научно-технический прогресс в добыче газа приводит к необходимости увеличения дебита скважины и диаметра эксплуатационной колонны, а следовательно, диаметра фонтанной арматуры.

Задвижка типа ЗМ - 65х21 с ручным приводом.

                  

Задвижка ЗМ - 65х21 (рис.3.) состоит из следующих составных частей: корпуса, шлицевой гайки, шпинделя, крышки подшипников, ходовой гайки, маховика, упорных шарикоподшипников, сальникового узла, шибера, седел, тарельчатых пружин  и нагнетательного клапана.

Принцип работы задвижки состоит в том, что при вращении маховика возвратно-поступательное движение через шпиндель передается однопластинчатому шиберу, который открывает или закрывает проходное отверстие задвижки. Во избежание эрозионного и коррозионного износа не допускается работа задвижки в полуоткрытом положении затвора.

students-library.com

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

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.

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. Vmin=F*Sпл*n

Суточная теоретич подача насоса Qтеор=1440* F*Sпл*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. Qфакт= 1440* F*Sпл*n*J. коэффициент подачи штангового насоса J=отношению фактической суточной подачи насосной установки к его суточной теоретической подаче. J=Qфакт/Qтеор. 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.

studfiles.net

 

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к трубопроводной арматуре, в частности к запорной арматуре для управления потоком жидкости в технологических процессах. Технический результат состоит в обеспечении возможности одновременного движения через заявляемую технологическую обвязку двух потоков жидкости. Технологическая обвязка скважины для прямой и обратной промывки, включает скважину с устьем, насосную установку, промывочную емкость и цилиндрический кран. На скважине с устьем размещена фонтанная арматура, снабженная задвижками. Верхняя задвижка сообщается с трубным пространством, нижняя задвижка с затрубным пространством. Цилиндрический кран состоит из полого цилиндрического корпуса, внутри которого с возможностью радиального поворота установлен сплошной цилиндр. На противоположных образующих полого цилиндрического корпуса симметрично выполнены по два отверстия одинакового диаметра, на которых соосно размещены цилиндрические патрубки. Внутренний диаметр патрубков равен диаметру отверстий полого цилиндрического корпуса. В сплошном цилиндре на двух противоположных боковых поверхностях выполнены корытообразные выемы параллельно оси крана, таким образом, что после сборки цилиндрического крана, полости, образованные корытообразными выемами, сообщаются с отверстиями полого цилиндрического корпуса. Перпендикулярно к осям корытообразных выемов на том же уровне, что и отверстия полого цилиндрического корпуса, в сплошном цилиндре выполнены два сквозных отверстия по диаметру равным отверстиям полого цилиндрического корпуса с образованием равнопроходных каналов. На верхнем торце сплошного цилиндра размещен шток, жесткосоединенный со сплошным цилиндром. Шток снабжен рукояткой. К нижнему торцу полого цилиндрического корпуса прикреплено основание, к верхнему торцу полого цилиндрического корпуса прикреплена крышка. На крышке размещен фиксатор, выполненный в виде цилиндрического сегмента. Скважина, насосная установка, промывочная емкость, цилиндрический кран соединены между собой соответствующими трубопроводами.

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к трубопроводной арматуре, в частности к запорной арматуре для управления потоком жидкости в технологических процессах.

При проведении ремонтных работ на нефтяных и газовых скважинах, связанных с промывкой забоя, часто возникает необходимость в изменении движения потока жидкости. Для этого в настоящее время проводится полная остановка технологического процесса промывки скважины с переобвязкой нагнетательных и выкидных трубопроводов. Причем переобвязка проводится с обязательной опрессовкой вновь обвязанных трубопроводов, требующих дополнительных физических и временных затрат [Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин / А.Д. Амиров, С.Т. Овнатанов, А.С. Яшин. - М.: Недра, 1975. - 344 с].

Для управления потоком жидкости в технологических процессах используется запорная арматура, в качестве которых используются различные конструкции кранов.

Известна технологическая обвязка для прямой промывки скважины, включающая скважину с устьем, с размещенной на нем фонтанной арматурой, снабженной задвижками, насосную установку, промывочную емкость [Лаврушко П.Н. Подземный ремонт скважин / М.: Гостоптехиздат, 1961. - С. 363, рис. 229].

Известна технологическая обвязка для прямой промывки скважины, включающая скважину с устьем, с размещенной на нем фонтанной арматурой, снабженной задвижками, насосную установку, промывочную емкость [Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин / А.Д. Амиров, С.Т. Овнатанов, А.С. Яшин. - М.: Недра, 1975. - С. 218 рис. IV.9].

Известна технологическая обвязка для промывки, включающая скважину с устьем, с размещенной на нем фонтанной арматурой, снабженной задвижками, насосную установку, промывочную емкость [Справочная книга по текущему и капитальному ремонту нефтяных и газовых скважин / А.Д. Амиров, К.А. Карапетов, Ф.Д. Лемберанский, А.С. Яшин, А.А. Джафаров. - М.: Недра, 1979. - С. 188 рис. II.18].

Общим недостатком всех известных технологических обвязок для промывки скважины является необходимость остановки процесса промывки для переобвязки трубопроводов с одной схемы промывки скважины, например, с прямой на обратную или наоборот.

Задача, стоящая при создании полезной модели, состоит в снижении затрат на проведение работ по промывке скважины.

Достигаемый технический результат состоит в обеспечении возможности прямой и обратной промывки скважины без переобвязки трубопроводов.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что технологическая обвязка скважины для прямой и обратной промывки, включает скважину с устьем, с размещенной на нем фонтанной арматурой, снабженной задвижками, одна из которых сообщается с трубным пространством, другая с затрубным пространством, насосную установку, промывочную емкость, цилиндрический кран, цилиндрический кран состоит из полого цилиндрического корпуса, внутри которого с возможностью радиального поворота установлен сплошной цилиндр, на противоположных образующих полого цилиндрического корпуса симметрично выполнены по два отверстия одинакового диаметра, на которых соосно размещены цилиндрические патрубки, внутренний диаметр патрубков равен диаметру отверстий полого цилиндрического корпуса, в сплошном цилиндре на двух противоположных боковых поверхностях выполнены корытообразные выемы параллельно оси крана, таким образом, что после сборки цилиндрического крана полости, образованные корытообразными выемами, сообщаются с отверстиями полого цилиндрического корпуса, перпендикулярно к осям корытообразных выемов на том же уровне, что и отверстия полого цилиндрического корпуса, в сплошном цилиндре выполнены два сквозных отверстия по диаметру равным отверстиям полого цилиндрического корпуса с образованием равнопроходных каналов, на верхнем торце сплошного цилиндра размещен шток, жесткосоединенный со сплошным цилиндром, и снабженный рукояткой, к нижнему торцу полого цилиндрического корпуса прикреплено основание, к верхнему торцу полого цилиндрического корпуса прикреплена крышка, с размещенным на ней фиксатором, выполненным в виде цилиндрического сегмента, при этом скважина, насосная установка, промывочная емкость, цилиндрический кран соединены между собой соответствующими трубопроводами.

На фиг.1 показана технологическая обвязка при прямой промывке скважины, на фиг. 2 - технологическая обвязка при обратной промывке скважины, на фиг. 3 - общий вид цилиндрического крана при движении потока жидкости через корытообразные выемы, на фиг. 4 - вид сверху цилиндрического крана, на фиг. 5 - общий вид цилиндрического крана при движении потока жидкости через сквозные отверстия.

Технологическая обвязка скважины для прямой и обратной промывки включает скважину с устьем 1, насосную установку 2, промывочную емкость 3, цилиндрический кран 4. На устье размещена фонтанная арматура 5, снабженная задвижками 6, 7. Верхняя задвижка 6 сообщается с трубным пространством скважины, а нижняя задвижка 7 с затрубным пространством. Цилиндрический кран 4 содержит полый цилиндрический корпус 8. На противоположных образующих полого цилиндрического корпуса 8 симметрично выполнены по два отверстия одинакового диаметра 9, 10 и 11, 12 на которых соосно размещены цилиндрические патрубки 13, 14 и 15, 16. Внутренний диаметр патрубков 13, 14, 15, 16 равен диаметру отверстий 9, 10, 11, 12. К нижнему торцу полого цилиндрического корпуса 8 прикреплено основание 17. К верхнему торцу полого цилиндрического корпуса 8 прикреплена крышка 18. На крышке 18 размещен фиксатор 19, выполненный в виде цилиндрического сегмента.

Внутри полого цилиндрического корпуса 8 с возможностью радиального поворота установлен сплошной цилиндр 20.

В сплошном цилиндре 20 на двух противоположных боковых поверхностях выполнены корытообразные выемы 21, 22 параллельно оси цилиндрического крана. Корытообразный выем 21 сообщается с отверстиями 9, 10, а корытообразный выем 22 сообщается с отверстиями 11, 12. Перпендикулярно к осям корытообразных выемов 21, 22, на том же уровне, что и отверстия 9, 10, 11, 12, в сплошном цилиндре 20 выполнены два сквозных отверстия 23, 24 по диаметру равные отверстиям 9, 10, 11, 12 с образованием равнопроходных каналов. На верхнем торце сплошного цилиндра 20 размещен шток 25, жесткосоединенный со сплошным цилиндром 20. Шток 25 снабжен рукояткой 26.

Насосная установка 2 соединена трубопроводом 27 с цилиндрическим патрубком 14 цилиндрического крана 4. Задвижка 6, сообщающаяся с трубным пространством скважины, соединена трубопроводом 28 с цилиндрическим патрубком 13 цилиндрического крана 4. Задвижка 7, сообщающаяся с затрубным пространством скважины, соединена трубопроводом 29 с цилиндрическим патрубком 16 цилиндрического крана 4. Промывочная емкость 3 соединена трубопроводом 30 с цилиндрическим патрубком 15 цилиндрического крана 4.

Технологическая обвязка скважины для прямой и обратной промывки работает следующим образом.

При прямой промывке скважины промывочная жидкость из насосной установки 2 по трубопроводу 27 поступает в цилиндрический патрубок 14 цилиндрического крана 4. Цилиндрический кран 4 приводят в положение, когда отверстия 9 и 10 полого цилиндрического корпуса 8 соединяются между собой через корытообразный выем 21, а отверстия 11 и 12 полого цилиндрического корпуса 8 соединяются между собой через полость корытообразного выема 22. По корытообразному выему 21 через цилиндрический патрубок 13 по трубопроводу 28 через задвижку 6 попадает в трубное пространство скважины 31. Затем промывочная жидкость проходит в затрубное пространство 32 и через задвижку 7 по трубопроводу 29 поступает в цилиндрический патрубок 16 и по корытообразному выему 22 через патрубок 15 по трубопроводу 30 поступает в промывочную емкость 3.

При обратной промывке скважины промывочная жидкость из насосной установки 2 по трубопроводу 27 поступает в цилиндрический патрубок 14 цилиндрического крана 4. Сплошной цилиндр 20 цилиндрического крана 4 с помощью рукоятки 26 поворачивают на 90 градусов, при этом отверстие 10 полого цилиндрического корпуса 8 совместится со сквозным отверстием 24 сплошного цилиндра 20 и с отверстием 12 полого цилиндрического корпуса 8. Отверстие 9 полого цилиндрического корпуса 8 совместится со сквозным отверстием 23 сплошного цилиндра 20 и с отверстием 11 полого цилиндрического корпуса 8 с образованием двух равнопроходных каналов. По равнопроходному каналу, образованному отверстием 10 полого цилиндрического корпуса 8, сквозным отверстием 24 сплошного цилиндра 20, отверстием 12 полого цилиндрического корпуса 8, промывочная жидкость через цилиндрический патрубок 16 цилиндрического крана 4 по трубопроводу 29 и через задвижку 7 попадает в затрубное пространство 32. Затем промывочная жидкость проходит в трубное пространство 31 и через задвижку 6 по трубопроводу 28 через цилиндрический патрубок 13 полого цилиндрического корпуса 8 по равнопроходному каналу, образованному отверстием 9 полого цилиндрического корпуса 8, сквозным отверстием 23 сплошного цилиндра 20 и отверстием 11 полого цилиндрического корпуса 8 через цилиндрический патрубок 15 по трубопроводу 30 поступает в накопительную емкость 3.

Технологическая обвязка скважины для прямой и обратной промывки включает скважину с устьем с размещенной на нем фонтанной арматурой, снабженной задвижками, одна из которых сообщается с трубным пространством, другая - с затрубным пространством, насосную установку, промывочную емкость, цилиндрический кран, цилиндрический кран состоит из полого цилиндрического корпуса, внутри которого с возможностью радиального поворота установлен сплошной цилиндр, на противоположных образующих полого цилиндрического корпуса симметрично выполнены по два отверстия одинакового диаметра, на которых соосно размещены цилиндрические патрубки, внутренний диаметр патрубков равен диаметру отверстий полого цилиндрического корпуса, в сплошном цилиндре на двух противоположных боковых поверхностях выполнены корытообразные выемы параллельно оси крана таким образом, что после сборки цилиндрического крана полости, образованные корытообразными выемами, сообщаются с отверстиями полого цилиндрического корпуса перпендикулярно к осям корытообразных выемов на том же уровне, что и отверстия полого цилиндрического корпуса, в сплошном цилиндре выполнены два сквозных отверстия, по диаметру равные отверстиям полого цилиндрического корпуса, с образованием равнопроходных каналов, на верхнем торце сплошного цилиндра размещен шток, жесткосоединенный со сплошным цилиндром и снабженный рукояткой, к нижнему торцу полого цилиндрического корпуса прикреплено основание, к верхнему торцу полого цилиндрического корпуса прикреплена крышка, с размещенным на ней фиксатором, выполненным в виде цилиндрического сегмента, при этом скважина, насосная установка, промывочная емкость, цилиндрический кран соединены между собой соответствующими трубопроводами.

poleznayamodel.ru

Кустовая обвязка газовых скважин

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к обвязкам газовых скважин, расположенных на кустовых площадках, при кустовом способе бурения и разработке месторождений. Обеспечивает повышение надежности и ремонтопригодности обвязки. Сущность изобретения: обвязка включает колонную головку, трубную головку с боковыми рабочим и резервным отводами, фонтанную елку с рабочей и резервной струнами, выкидные линии с измерительной установкой и сужающим устройством, факельную линию, газосборный коллектор. Устья скважин размещены на кустовой площадке на равном расстоянии друг от друга. Рабочие и резервные струны фонтанных елок размещены параллельно оси скважин. Сужающее устройство установлено на каждой выкидной линии перед местом ее соединения с газосборным коллектором. Выкидная линия оборудована клапаном-отсекателем. Факельная линия и газосборный коллектор направлены в противоположные друг от друга стороны. Измерительная установка, единая для всех скважин куста, размещена на газосборном коллекторе через байпасное соединение. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к обвязкам газовых скважин, расположенных на кустовых площадках, при кустовом способе бурения и разработке месторождений.

Известна кустовая обвязка для эксплуатации газовых скважин, включающая колонную головку, трубную головку с боковыми рабочим и резервным отводами, фонтанную елку с рабочей и резервной струнами, выкидные линии с измерительной установкой и сужающим устройством, факельную линию (Коротаев Ю.П. и др. Эксплуатация газовых скважин. - М.: Гостоптехиздат, 1961. - С.110-112).

Недостатком этой кустовой обвязки является недостаточная надежность, связанная с отсутствием возможности аварийного глушения скважин, а также большая вероятность загидрачивания выкидных линий в местах перехода горизонтального участка в вертикальный, низкая ремонтопригодность из-за размещения выкидных линий в подземном исполнении.

Известна обвязка куста эксплуатационных газоконденсатонефтяных скважин, содержащая ряд скважин, оборудованных технологическими линиями и запорной арматурой (пат. 2223399 РФ, МПК 7 Е 21 В 47/00, опубл. 2004.02.10).

Причинами, препятствующими достижению требуемого технического результата известным техническим решением, являются затруднения при осуществлении эксплуатации и ремонта газовых скважин, расположенных на кустовой площадке.

Задача, стоящая при создании кустовой обвязки, состоит в повышении надежности и ремонтопригодности.

Достигаемый технический результат, который получается в результате создания кустовой обвязки, состоит в обеспечении возможности аварийного глушения скважин и производства ремонтных работ выкидной линии с минимальными капитальными и эксплуатационными затратами.

Поставленная задача и технический результат достигаются тем, что в известной кустовой обвязке газовых скважин, включающей устья скважин, расположенных на одной кустовой площадке и оборудованных колонной головкой, трубной головкой с боковыми рабочим и резервным отводами, фонтанной елкой с рабочей и резервной струнами, содержащей выкидные линии с измерительной установкой и сужающим устройством, факельную линию, газосборный коллектор, особенностью является то, что устья скважин размещены на кустовой площадке на равном расстоянии друг от друга, рабочие и резервные струны фонтанных елок размещены параллельно оси скважин, сужающее устройство установлено на каждой выкидной линии перед местом ее соединения с газосборным коллектором, при этом выкидная линия оборудована клапаном-отсекателем, факельная линия и газосборный коллектор направлены в противоположные друг от друга стороны, а измерительная установка, единая для всех скважин куста, размещена на газосборном коллекторе через байпасное соединение.

На чертеж схематично изображена заявляемая кустовая обвязка газовых скважин.

Кустовая обвязка газовых скважин состоит из колонных головок 1, трубных головок 2 с боковыми рабочим 3 и резервным 4 отводами, фонтанных елок 5 с рабочей 6 и резервной 7 струнами, выкидными линиями 8 с клапаном-отсекателем 9 и сужающим устройством 10, горизонтальной факельной линии 11 и газосборного коллектора 12. Устья скважин размещены на кустовой площадке на равном расстоянии друг от друга. Рабочие 6 и резервные 7 струны фонтанных елок 5 размещены параллельно оси скважин. При этом к отводам резервных струн 7 фонтанных елок 5 и к боковому резервному отводу 4 трубных головок 2 присоединены две задавочные линии 13, которые направлены перпендикулярно оси скважин в противоположную от газосборного коллектора 12 сторону. Резервная 7 и рабочая 6 струны фонтанной елки 5 сообщаются между собой соединительной линией 14, на которой размещена отсекающая задвижка 15. Боковой рабочий отвод 3 трубной головки 2 присоединен к выкидной линии 8.

Выкидные линии 8 размещены перпендикулярно оси скважин, одним концом они присоединены к рабочим струнам 6 фонтанных елок 5, а другим - к газосборному коллектору 12.

Горизонтальная факельная линия 11 присоединена к выкидной линии 8 через врезную линию 16 и направлена в противоположную сторону от газосборного коллектора 12. В месте соединения врезной линии 16 с выкидной линией 8 размещена отсекающая задвижка 17. На конце горизонтальной факельной линии 11 установлено горизонтальное факельное устройство 18.

На газосборном коллекторе 12 размещен байпас 19, на котором установлена измерительная установка 20.

Кустовая обвязка газовых скважин работает следующим образом. Газ из пласта по лифтовой колонне, рабочей струне 6 фонтанной елки 5, выкидной линии 8, врезной линии 16 и горизонтальной факельной линии 11 поступает на горизонтальное факельное устройство 18, где происходит сжигание газа в процессе освоения, отработки и вывода скважины на рабочий режим. При этом задвижка 21 на резервной струне 7 фонтанной елки 5, задвижка 15 на соединительной линии 14, задвижка 22 на боковом рабочем отводе 3 трубной головки 2 и задвижка 23 на выкидной линии 8, расположенной после места присоединения к ней врезной линии 16, закрыты.

После вывода скважины на рабочий режим закрывают задвижку 17 на врезной линии 16, открывают задвижку 23 на выкидной линии 8 и газ направляют в газосборный коллектор 12 и далее на УКПГ (установку комплексной подготовки газа).

Для проведения газодинамических исследований и отбора проб твердой и жидкой фазы, находящейся в газовом потоке, поток газа направляют через байпас 19 и измерительную установку 20. Газодинамические исследования проводятся с выпуском газа в газопровод.

После окончания исследований газовый поток вновь направляют через газосборный коллектор 12, отсекая байпас 19 и минуя измерительную установку 20.

Глушение скважины перед проведением на ней ремонтных работ производится путем подачи задавочной жидкости через задавочные линии 13 от насосных установок в скважину.

Для аварийного отключения скважины от газосборного коллектора 12 предназначен клапан-отсекатель 9, а для выравнивания величин отборов газа от скважин - сужающее устройство 10.

Заявляемая кустовая обвязка позволяет осуществлять эксплуатацию и ремонт газовых скважин, расположенных на кустовой площадке. Она обеспечивает противофонтанную безопасность работ, проводимых на кусте газовых скважин, в том числе обеспечивает аварийное глушение скважин при возникновении открытого фонтана через задавочные линии 13. Повышает ремонтопригодность выкидных линий 8 за счет размещения их в надземном исполнении, что обеспечивает свободный доступ ремонтного и обслуживающего персонала к ним. Устраняет загидрачивание выкидных линий за счет устранения мест перехода горизонтальных участков в вертикальные.

Кустовая обвязка газовых скважин, включающая устья скважин, расположенных на одной кустовой площадке и оборудованных колонной головкой, трубной головкой с боковыми рабочим и резервным отводами, фонтанной елкой с рабочей и резервной струнами, содержащей выкидные линии с измерительной установкой и сужающим устройством, факельную линию, газосборный коллектор, отличающаяся тем, что устья скважин размещены на кустовой площадке на равном расстоянии друг от друга, рабочие и резервные струны фонтанных елок размещены параллельно оси скважин, сужающее устройство установлено на каждой выкидной линии перед местом ее соединения с газосборным коллектором, при этом выкидная линия оборудована клапаном-отсекателем, факельная линия и газосборный коллектор направлены в противоположные друг от друга стороны, а измерительная установка, единая для всех скважин куста, размещена на газосборном коллекторе через байпасное соединение.

www.findpatent.ru