Конструктивно колонная головка – это сочетание нескольких связанных между собой элементов – катушек или крестовин, несущих обсадные колонны. Число этих элементов зависит от числа обсадных колонн скважины.
Условия работы колонной головки достаточно сложны: нагрузка от веса обсадных колонн может превышать в глубоких скважинах несколько сот килоньютонов. Элементы колонной головки воспринимают также давление от среды, контактирующей с ними. При наличии в пластовой жидкости или газе H2S, CO2 или при сильной минерализации пластовых вод колонная головка подвергается их коррозионному воздействию. В глубоких скважинах при закачке теплоносителей их стволы и колонные головки нагреваются до 150–250 °С, в условиях севера могут охлаждаться до температур ниже –60 °С.
Нарушение надежности колонной головки неизбежно приводит к серьезным авариям, нанесению ущерба окружающей среде, а в отдельных случаях может быть причиной возникновения пожаров, взрывов, несчастных случаев.
Колонные головки, особенно многоколонных скважин, имеют большие массы и вертикальные габариты. Высокая их металлоемкость и большая потребность в них приводят к необходимости расхода на их изготовление больших количеств стали, причем легированной. С увеличением вертикального габарита колонной головки усложняется обслуживание скважины.
Перечисленные особенности условий работы колонных головок и особенности самих головок делают обязательными при их конструировании выполнение целого ряда требований, к главным из которых относятся обеспечение высокой надежности всех элементов и в целом колонной головки в течение всего срока службы скважины, в любых условиях ее эксплуатации и минимальных металлоемкости и вертикальных габаритов.
Колонная головка для обвязки двух колонн (см. рис. 2.3) состоит из корпуса 4, навинченного на обсадную трубу 6. Внутренняя поверхность корпуса коническая, и в ней размещены клинья 3, удерживающие внутреннюю колонну обсадных труб 7. На фланце корпуса установлена катушка 1, надетая на трубу и обычно сваренная с ней. Катушка болтами соединена с корпусом. Межтрубные пространства разобщаются уплотнениями 2. На колонной головке предусмотрена задвижка 5 для обеспечения доступа в затрубное пространство. Вертикальный размер такой колонной головки – около 1 м. Масса в зависимости от диаметра обсадных труб до 500–550 кг.
Такими головками оборудуются скважины глубиной до 1500–2000 м с давлением до 25 МПа.
Изготовляют колонные головки для оборудования скважин и с большим числом обсадных колонн: трех-, четырех- и пятиколонных. Принципиальные и конструктивные схемы таких колонных головок аналогичны.
Головка для обвязки пяти колонн (рис. 2.4) предназначена для глубоких (более 5000 м) скважин с давлением до 70 МПа и вертикальным размером порядка 3 м. Основные узлы – пять крестовиков 1, 8, 9, 10, 11 для обсадных труб размером от 168 до 502 мм, клиньевые подвески 2, 4, 5, 7 и вентили 3. Обсадная колонна диаметром 168 мм – последняя, т.е. эксплуатационная. Крестовик 1 служит пьедесталом для фонтанной арматуры. Особенностью колонной головки является коническая форма тыльных поверхностей клиньев и ответных поверхностей в корпусе, а также конструкция уплотнительных элементов 6, применяемых в сочетании со смазкой, что способствует надежной герметизации зазоров.
21
Рис. 2.4. Конструкция колонной головки для глубокой скважины с пятью колоннами
Корпуса крестовины и катушки колонных головок изготавливаются из литых стальных, реже из комбинированных заготовок с литым корпусом и приваренными коваными или штампованными горловинами и фланцами. Заготовки после сварки подвергаются термообработке для снятия напряжений и улучшения механических свойств металла. Предел текучести сталей для корпусов – 5,0–5,5 МПа, относительное удлинение – 14–15 % и ударная вязкость – до 40 Дж/см2. Для изготовления колонных головок, работающих в тяжелых условиях, используются низколегированные стали типа 35ХМЛ. Штампованные или кованые привариваемые фланцы или горловины изготавливаются соответственно из сталей типа 35ХМ, 40Х [7].
22
2.2. Оборудование скважины для предупреждения открытого фонтанирования
Некоторые виды ремонта и обслуживания нефтяных или газовых скважин в фонтанный период их эксплуатации, а иногда при эксплуатации высоконапорных пластов газлифтным или насосным способом связаны с необходимостью глушения скважин утяжеленными растворами. При этом выполняют сложные дорогостоящие работы. Однако надо отметить, что глушение отрицательно сказывается на последующей эксплуатации скважины из-за снижения проницаемости призабойной зоны пласта.
К глушению скважины прибегают и при аварийном (открытом) фонтанировании скважины, а также при спуске в фонтанную скважину труб или другого оборудования.
При разрушениях оборудования устья, обсадных колонн, фонтанной арматуры возникают открытые, неуправляемые фонтаны, т.е. аварийная ситуация, ликвидация которой обычными приемами (герметизацией устья и глушением) чрезвычайно сложна.
Каждый случай открытого фонтанирования скважины наносит серьезный ущерб окружающей среде, причем тем больший, чем продолжительней открытое фонтанирование и чем больше дебит скважины. Открытое фонтанирование часто приводит к пожарам, несчастным случаям, к нанесению непоправимого ущерба самой нефтяной или газовой залежи.
Для исключения открытого фонтанирования при аварийном разрушении устьевого оборудования или во время ремонтных работ скважины, способные фонтанировать, оборудуются размещаемыми в нижней части ствола скважины клапанами-отсекателями пласта для разъединения нижней фильтровой части скважины от ее верхней части.
Клапан-отсекатель пласта также должен позволять выполнять все необходимые в период эксплуатации скважины технологические процессы, например кислотную обработку пласта, его гидроразрыв или смену насосного или фонтанного оборудования и т.п. Поэтому клапан-отсекатель пласта дополняется другим оборудованием и представляет систему, состоящую из нескольких устройств, главными из которых являются сам клапан-отсекатель, герметизатор (пакер), якорь, удерживающий пакер на заданном уровне, канал связи для управления клапаном, собственно управление, устройство для обеспечения возможности установки и демонтажа клапана, якоря и пакера, устройство для выполнения технологических процессов и операций.
Перечисленные устройства, размещенные непосредственно над фильтровой частью скважины, эксплуатируются в условиях, определяемых особенностями эксплуатации пласта, т.е. свойствами пластовой жидкости или газа, их дебитом, агрессивностью среды, наличием или отсутствием абразива, температурой, давлением. В этих условиях каждое из этих устройств должно безотказно срабатывать в течение всего периода его эксплуатации в скважине, что является весьма сложной инженерной задачей.
Требования защиты окружающей среды, охраны труда и техники безопасности сделали этот вид внутрискважинного оборудования, несмотря на его сложность и высокую стоимость, обязательным элементом оборудования фонтанных нефтяных или газовых скважин.
Клапан-отсекатель пласта (рис. 2.5) состоит из пакера 1, клапана-отсекателя 2, разъединителя 3, циркуляционного клапана 4 для аварийного глушения скважины, клапана для ввода ингибитора 5, телескопического соединения 6 для компенсации линейных деформаций, дросселя 7 для регулировки расхода пластовой жидкости, приемного клапана 8. Пакеры отличаются направлением воспринимаемого и передаваемого на эксплуатационную колонну усилия, а также способами фиксации, посадки и извлечения, исполнениями для разных сред, размерами и конструкцией.
23
Рис. 2.5. Схема оборудования скважины для предупреждения открытого фонтанирования с клапаном-отсекателем пласта
С клапанами-отсекателями используют пакеры двух типов: неизвлекаемый и демонтируемый. Первые, часто называемые стационарными, удаляются из ствола скважины с предварительным разбуриванием (поэтому называются иногда разбуриваемыми), вторые извлекаются без разбуривания. Пакеры обоих типов спускаются на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ), а иногда на канате.
Разбуриваемый стационарный пакер (рис. 2.6, а) сострит из корпуса 12 с головкой 3, имеющей пазы 6, наружную цилиндрическую поверхность 4 и внутреннюю 2, выполненную в верхней части в виде посадочного ниппеля. На штифтах 8 установлен переводник 1 с уплотнительными манжетами 5 и замком 7, входящим в паз во избежание вращения переводника относительно головки. Переводник соединяет пакер с колонной.
На нижний конец конуса навинчены две концентричные втулки 21 и 23, которые вместе с ниппелем 24 образуют поршневую камеру с перемещающимся поршнем 22 и толкателем. Поршневая полость сообщается с центральным каналом пакера отверстием А. На корпусе 12 смонтирован уплотнитель 15, состоящий из резиновых элементов и шлипсовых узлов 9, 18 и 10.
В шлипсовые узлы входят срезные штифты 14, 20 и 16, конусы 17 и 13, фиксирующие ленты 11, упорные кольца 19. Пакер устанавливается в скважине с
24
помощью колонны НКТ. После спуска колонна насосно-компрессорных труб закупоривается для возможности установки пакера.
Рис. 2.6. Конструкция пакеров, спускаемых на трубах:
а– неизвлекаемый пакер (разбуриваемый); б – извлекаемый пакер
Вколонну нагнетается жидкость, которая через отверстие А поступает под поршень 22. Под давлением жидкости поршень через толкатель действует на кольцо 19, которое после среза штифтов 20 перемещается вверх, толкая нижние шлипсы 18 на конус 17. Фиксирующие штифты 16, связывающие корпус пакера с нижним 17 и верхним 13 конусами, срезаются. Уплотнители с конусами сдвигаются вверх, нижние шлипсы 18, перемещаясь вверх по конусу 17, разрывают ленту 11 и выдвигаются наружу.
Резиновые уплотнители 15, расширяясь, разобщают и герметизируют верхнюю и нижнюю зоны затрубного пространства пакера. Шлипсы при этом удерживают пакер в стволе скважины.
При подъеме колонны НКТ прикладывается дополнительная растягивающая нагрузка, штифты 6 срезаются, переводник 7 с колонной НКТ извлекаются на поверхность, а пакер остается в скважине.
Демонтируется такой пакер разбуриванием – фрезерованием верхних шлипсов инструментом с ловителем. При спуске инструмента ловитель проходит в корпус, фрезы упираются в верхние шлипсы, и в результате вращения, срезав шлипсы, ловитель
25
удерживает сборку ниже пакера и предохраняет ее от падения на забой во время подъема. Извлекаемый съемный пакер (рис. 2.6, б) устанавливается, как и стационарный, созданием в центральном канале давления жидкости, поступление которой в камеру А разводит толкатель 17 и поршень 16 после среза штифтов 15 в противоположные стороны. Поршень давит на нижнее кольцо 14, которое деформирует манжеты 11, герметизирующие и разобщающие зоны выше и ниже пакера. При опускании толкателя 17 шлипсы 20 с пружиной 19 выдвигаются по корпусу 21 и заякоривают пакер в эксплуатационной колонне скважины.
Освобождение пакера достигается вращением и приподниманием колонны НКТ. При этом срезаются штифты 4, связывающие втулку 2 с переводником 1, а при первых оборотах упор 6 сворачивается с разгрузочной муфты 5, перемещаясь вверх до упора в торец переводника 1. В результате обеспечивается сообщение центрального канала пакера через отверстие 3 во втулке 2 с затрубным пространством. При дальнейшем повороте муфта 5 сворачивается с верхней трубы 8 и перемещает вверх подшипниковый узел 7 и кольцо 9, которое через гильзу 12 увлекает вверх камеру с поршнем 16 и толкателем 17. Уплотнения 11 и шлипсы 20 освобождаются от торцевых упоров 10 и 13. После этого пакер извлекается на поверхность колонной НКТ.
Рассмотренные пакеры изготавливаются двух типов с перекрытым проходным каналом (ПРТ) и с каналом для клапана-отсекателя (ПР-К). Способ посадки пакеров – гидравлический, максимальный перепад давления, воспринимаемый пакерами, – 21 МПа, температура рабочей среды – 100 °С [2, 7, 8].
2.3. Прискважинные сооружения
По мере развития нефтегазодобывающей промышленности в связи с постепенным усложнением и увеличением числа выполняемых на скважине технологических процессов и особенно в связи с разработкой месторождений нефти и газа на заболоченных территориях, на Крайнем Севере, на мелководном и глубоководном морском и океанском шельфе появилась необходимость в сооружении вокруг скважины специальных нивелированных площадок для размещения на них стационарного или передвижного технологического оборудования и для других целей.
Эксплуатационные нефтяные и газовые, а также нагнетательные скважины на суше оснащаются горизонтальной площадкой, размеры которой должны позволять размещать агрегаты и другое оборудование для выполнения различных технологических процессов, необходимых по условиям эксплуатации скважины в различные периоды разработки месторождения. К таким агрегатам, прежде всего, относятся агрегаты подземного ремонта скважин, а также для промывки, кислотной обработки, гидроразрыва пласта, депарафинизации.
Поверхность площадки должна быть строго горизонтальной, ровной и обладать несущей способностью, исключающей возможность ее деформации. Наиболее экономически целесообразно такую площадку сооружать с цементным покрытием, монолитную или блочную, рассчитанную на весь срок службы скважины. Расчеты показывают, что даже при относительно редко проводимых подземных ремонтах расходы на сооружение капитальной с твердым покрытием прискважинной площадки окупаются после нескольких подземных ремонтов скважин.
Площадки эксплуатационных скважин промыслов, расположенных на заболоченных площадях, чаще всего создаются отсыпкой или намывкой грунта с последующей нивелировкой поверхности до отметки выше возможного уровня воды. Площадки соединяются сетью дорог, проложенных по дамбам. Так как подобные месторождения разрабатываются, как правило, кустами наклонно направленных скважин, то каждая площадка сооружается для бурения одного куста и в дальнейшем обустраивается для эксплуатации этих скважин.
26