Технологическая часть. 
Геологическая разработка месторождения Заречное

Оборудование газовых скважин

Наземное устьевое оборудования газовых скважин

В состав наземного устьевого оборудования эксплуатационных и нагнетательных скважин входят фонтанная арматура, колонные головки, катушки фланцевые, манифольды, запорные и регулирующие устройства и приспособления для смены задвижек под давлением.

Фонтанная арматура предназначается для герметизации устья, контроля и регулирования режима эксплуатации нефтяных и газовых скважин (эксплуатационных и нагнетательных).

Схемы фонтанной арматуры регламентированы ГОСТ 13 846– — 84. В соответствии с указанным стандартом установлено шесть (рисунок 2.1) типовых схем фонтанной арматуры: четыре — тройниковые, две — крестовые.

По требованию потребителя фонтанная арматура может изготавливаться с дополнительной трубной головкой и запорными устройствами на боковых отводах, обеспечивающих эксплуатацию скважин двухрядным лифтом. Допускается конструктивное объединение нескольких элементов в один блок, включение дублирующих запорных устройств, автоматических предохранительных устройств и запорных устройств с дистанционным управлением.

По заказу потребителя фонтанная арматура может изготавливаться в следующих исполнениях:

• а) нормальное (температура рабочей среды от — 40 до +120°С);
• б) коррозионно-стойкое: углекислотостойкое K₁ (объемная доля CO₂ не более 6%); сероводородостойкое К₂ (объемная доля CO₂ и H₂S не более 6% каждого компонента); сероводородостойкое К₃ (объемная доля CO₂ и H₂S свыше 10%, но не более 26% каждого компонента);
• в) термостойкое Г (температура рабочей среды свыше 120°С);
• г) хладостойкое ХЛ (температура окружающей среды ниже — 40°С).

Рисунок 2.1 Типовые схемы фонтанной арматуры с двумя трубными головками 1 — манометр; 2 — запорное устройство к манометру; 3 — фланец под манометр; 4 — запорное устройство; 5 — тройник, крестовина; 6 — дроссель; 7 — переводник трубной головки; 8 — ответный фланец; 9 — трубная головка

Трубная головка фонтанной арматуры предназначена для подвески одного или нескольких рядов лифтовых (насосно-компрессорных) труб и используется для выполнения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Колонны лифтовых труб подвешивают на резьбе или муфтовой подвеске.

Елка фонтанной арматуры служит для регулирования режима эксплуатации и транспортировки продукции скважины к промысловым установкам, а также для геолого-технических и технологических операций, связанных с установкой специальных устройств для спуска глубинных приборов и оборудования.

Исполнение елки фонтанной арматуры предусматривается тройниковое (одноили двухструнное) либо крестовое (двухструнное). На скважинах, перекрывать которые при замене узлов и деталей нежелательно, применяют фонтанную арматуру с двухструнной елкой.

При тройниковой двухструнной елке скважину эксплуатируют по верхней струне, а при крестовой — по одной из них. По запасным струнам продукцию скважины подают в процессе ремонта рабочей струны или замены штуцерной втулки. Боковые струны могут быть оборудованы двумя запорными устройствами, одно из которых (первое от ствола) запасное, а другое — рабочее.

В фонтанной арматуре применяют прямоточные запорные устройства (краны и задвижки), уплотняемые смазкой. Для регулирования режима эксплуатации скважины на боковых струнах елки устанавливают регулируемые или нерегулируемые штуцера со сменной втулкой из износостойкого материала. Соединения деталей и узлов арматуры фланцевые или хомутовые.

Фонтанная арматура с крановыми запорными устройствами предназначена для герметизации устья нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин, а также скважин, эксплуатируемых при помощи электропогружных насосов.

С фонтанной арматурой поставляется колонный фланец, устанавливаемый на эксплуатационную колонну условным диаметром от 114 до 168 мм. Запорное устройство арматуры — пробковый кран КППС-65−140 с диаметром проходного отверстия 65 мм в обычном или хладостойком исполнении.

Фонтанная арматура с прямоточными задвижками ЗМС-1 и ЗМАД, служит для герметизации устья нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин. Арматуру собирают по тройниковой и крестовой схемам.

В арматуре, рассчитанной на условное давление 21 и 35 МПа, лифтовые трубы подвешивают на резьбе, а по требованию заказчика — на муфте. В арматуре с рабочим давлением 70 МПа и условным диаметром 50 мм лифтовые трубы подвешивают на резьбе, другие типоразмеры — на лифтовой подвеске. Быстросменные штуцера обеспечивают регулирование режима работы скважин. В арматуре предусмотрена возможность замера температуры, давления в боковых отводах елки и подачи ингибиторов в затрубное пространство и ствол елки.

Запорными устройствами арматуры являются прямоточные задвижки ЗМС-1 на рабочее давление 21; 35 МПа и задвижки ЗМАД на 70 МПа с уплотнением «металл по металлу» с принудительной или автоматической подачей смазки.

Запорные устройства, используемые в фонтанной арматуре, предназначены для перекрытия потока рабочей среды эксплуатационной или нагнетательной скважины.

Запорные устройства, используемые в арматуре скважин, разделяют на следующие типы: проходные пробковые краны типа КППС условным диаметром 65 мм и рабочим давлением 14 МПа и уплотнительной смазкой; прямоточные задвижки с условным диаметром, равным 65; 80; 100 и 150 мм, устьевым давлением, равным 21; 35 МПа с однопластинчатым (типа ЗМС-1) шиберным затвором с принудительной или автоматической подачей смазки, с ручным, пневматическим дистанционным или автоматическим управлением; прямоточные задвижки с условным диаметром 50 мм и 80 мм, рабочим давлением 70 МПа с двухпластинчатым (типа ЗМАД) шиберным затвором с принудительной или автоматической подачей смазки, с ручным, пневматическим дистанционным или автоматическим управлением.

Колонные головки предназначены для обвязки обсадных колонн нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин. Они обеспечивают подвеску колонн, герметизацию межколонных пространств, контроль давления в них и проведение ряда технологических операций. В процессе бурения скважин на колонных головках размещают превентор, а в процессе эксплуатации фонтанную арматуру.

Колонные головки изготовляют двух типов: однофланцевые, которые нижней частью корпуса крепятся к кондуктору; на корпус и фланец верхней части корпуса подвешивают и герметизируют техническую или эксплуатационную колонну; двухфланцевые промежуточные, которые нижним фланцем корпуса устанавливаются на колонный фланец кондуктора или на стоящую ниже колонную головку; на корпус и фланец верхней части корпуса подвешивают и герметизируют техническую, промежуточную или эксплуатационную колонну (рис. 2.2).

Рисунок 2.2 Типовые схемы обвязки обсадных колонн 1 — обсадная колонна; 2, 3 — промежуточные колонны; 4 — кондуктор; 5 — фланец колонный; 6 — нижняя колонная головка; 7 — средняя (промежуточная) колонная головка; 8 — катушка фланцевая; 9 — верхняя колонная головка.

Обсадные трубы подвешивают с использованием колонных клиньевых и муфтовых подвесок. Клиньевые подвески представляют собой три — шесть наборов клиньев с зубчатой насечкой; муфтовые — то же, но с использованием резьбовых соединений.

Оборудование обвязки обсадных колонн с использованием однофланцевых колонных головок выпускают двух типов: ОКМ с муфтовой подвеской обсадных труб; ОКК с клиньевой подвеской обсадных труб. Оборудование типа ОКК состоит из отдельных сборочных единиц — колонных головок. Нижнюю колонную головку (ГНК), присоединяемую к верхнему концу кондуктора, присоединяют к кондуктору по трем вариантам: с помощью внутренней резьбы на корпусе головки; с помощью наружной резьбы; сваркой. Все последующие колонные головки устанавливают на устье скважины по мере спуска и цементирования обсадных колонн.

Колонные головки типа ОКМ с муфтой подвеской обсадных колонн изготовляют на рабочее давление 14 МПа; колонные головки типа ОКК с клиньевыми подвесками изготовляют на рабочее давление 21, 35 и 70 МПа.

Фланцевые катушки, предназначенные для соединения составных единиц устьевого оборудования, выпускают на рабочее давление 14 — 70 МПа и условный диаметр 80 — 520 мм двух видов: с фланцами одинаковых присоединительных размеров; с фланцами различных присоединительных размеров.

Манифольды предназначены для соединения выкидов арматуры с трубопроводами промысловых установок и рассчитаны на рабочее давление 14 -35 МПа. Их поставляют в виде отдельных узлов. Предусмотрено изготовление унифицированных манифольдных узлов. Запорными устройствами манифольдов служат пробковые проходные литые краны, уплотняемые смазкой ЛЗ-162. Режим эксплуатации скважины регулируют штуцерами в комплекте с манифольдом. В комплект может входить предохранительный клапан однократного действия с разрывными чугунными пластинами, рассчитанными на рабочее давление 16 МПа.

Приспособления для смены задвижек под давлением изготовляют на рабочее давление 21 и 70 МПа. Они предназначены для смены и установки запорных устройств с условным диаметром 50 и 65 мм на боковых отводах трубной головки фонтанной арматуры и боковых отводах колонных головок.

Запорные и регулирующие устройства (задвижки, штуцера), входящие в комплект наземного устьевого оборудования эксплуатационных и нагнетательных скважин, используют также в промысловых установках подготовки газа.

Рисунок 2.3 Технологическая схема обвязки устья скважины № 1-бис Заречное.