Герметизация устья скважины

Герметизация устья скважины

Еще на стадии бурения герметизация устья скважины становится актуальной задачей. Поскольку для изготовления круглой горной выработки в земле необходимо сначала разрушить породу, затем удалить ее с забоя на поверхность. 

Герметизация устья скважины

То есть, внутренняя полость постоянно промывается буровым раствором. При прохождении обводненных горизонтов возможен неконтролируемый выброс воды. А при вскрытии, дальнейшей эксплуатации нефтяного пласта – фонтанирование, и заражение окружающей среды, соответственно.

Комплект устьевого оборудования

Поэтому используется оборудование, позволяющее надежно и герметично перекрыть устье скважины. Но, для каждого этапа – вначале бурение, затем освоение скважины – применяется свой комплект устьевого оборудования. На начальном этапе это превенторы, позволяющие спускать/поднимать, вращать бурильную колонну. На добывающие, нагнетательные скважины монтируется колонная головка и устьевая арматура.

Для ремонта оборудования, исследования характеристик флюида, воздействия на пласт применяется лубрикаторный узел с собственной системой уплотнений.

Буровая скважина

Без циркуляции буровой раствор не сможет эффективно выносить на поверхность разрушенную породу, и стабильно охлаждать долото. С увеличением глубины скважины возрастает давление бурраствора, необходимое для его циркуляции. В некоторых пластах могут содержаться газы, жидкости под давлением. Что очень опасно для персонала буровой скважины.

Противовыбросовое оборудование

Поэтому в процессе всех операций бурения обеспечивается герметизация устья скважины противовыбросовым оборудованием согласно ГОСТ 13862 по десяти стандартным схемам с ручным и гидравлическим приводом. В состав противовыбросового оборудования ОП входит превенторный блок, манифольд, стволовая часть, орган управления.

Превенторный блок

Внутри своей категории превенторы делятся на три большие группы:

  • плашечные – проходные для обхватывания буровых труб или глухие для отсечки скважины без труб внутри нее;

Плашечный превентор

  • кольцевые – обеспечивают герметичность любого элемента колонны;

Вращающийся превентор

  • вращающиеся – гарантируют отсутствие протечек под нагрузкой.

Кольцевой превентор

Кольцевой превентор всегда расположен сверху, ресурс его уплотнительных элементов составляет 2,5 км труб, которые можно через него протащить. Под ним находятся плашечные превенторы, в количестве от одного до четырех, в соответствии с типовой схемой из ГОСТ 13862.

Типовая схема 1 из ГОСТ 13862Типовая схема 2 из ГОСТ 13862


Типовая схема 3 из ГОСТ 13862Типовая схема 4 из ГОСТ 13862

Типовая схема 5 из ГОСТ 13862Типовая схема 6 из ГОСТ 13862

Типовая схема 7 из ГОСТ 13862Типовая схема 8 из ГОСТ 13862

Типовая схема 9 из ГОСТ 13862Типовая схема 10 из ГОСТ 13862


Условия выбора конкретной схемы приведены в нижней таблице:

Схема

PN (МПа)

DN (мм)

10

9

8

7

6

5

4

3

2

1

Х

14

100

Х

21

Х

35

Х

70

Х

14

180

Х

Х

21

Х

Х

35

Х

Х

Х

Х

Х

Х

Х

70

Х

Х

Х

Х

Х

Х

105

 

Х

Х

Х

Х

Х

Х

35

230

Х

Х

Х

Х

Х

Х

70

Х

Х

21

280

Х

Х

Х

Х

Х

35

Х

Х

Х

Х

Х

Х

70

Х

Х

Х

Х

105

Х

Х

21

350

Х

Х

Х

Х

Х

35

Х

Х

Х

Х

Х

Х

70

Х

Х

Х

21

425

Х

Х

Х

Х

Х

35

Х

Х

35

476

Х

Х

Х

Х

Х

Х

70

Х

Х

14

540

Х

Х

21

Х

Х

7

680

Х

Х

14

Две первые схемы разработаны для ремонта скважин с рабочей средой без химических примесей, вызывающих интенсивную коррозию.

Глухие плашки используются в отсутствие буровой колонны. Трубные плашки закрываются на теле буровой трубы, но не способны охватить ведущую трубу или замок. Перерезывающие плашки применяются в аварийных ситуациях, когда необходимо срочно перерезать трубу для отсечки устья. При этом колонна гарантированно упадет на забой, потребуется сложный процесс ловильных работ по извлечению этого оборудования. 

То есть, перерезающие плашки используются в качестве последнего шанса для ликвидации более серьезных последствий – прямой угрозы жизни/здоровью персонала либо серьезному ущербу окружающей среде. Вращающийся превентор позволяет выполнят весь цикл буровых работ, фактически является усовершенствованной версией кольцевого превентора. 

При бурении морского шельфа массогабаритные размеры превенторов увеличиваются в 1,5 – 2 раза. В их конструкцию добавляется дополнительная гидравлическая линия для фиксации плашек, контуры парового отопления. Высота это сборочной единицы для морского бурения может достигать 10 метров. Уплотнительные кольца превентора изготавливаются из резины, силикона, армируются стальными вкладышами.

Кроме самого превентора в этот же блок ОП для герметизации устья скважины входит устьевая крестовина, решающая следующие задачи:

  • соединение между собой нескольких превенторов;
  • стыковка колонной головки с блоком превенторов.

Крестовины устьевые

Крестовина может иметь типовую конструкцию с приварными фланцами на ее боковых парубках. Либо изготавливается в виде моноблока, где фланцы врезаны в ее тело без патрубков. 

Манифольд

Для управления потоками рабочих сред в процессе герметизация устья скважины в комплект противовыбросового оборудования входит сборочный узел – манифольд. Он состоит из нескольких элементов:

  • линия дросселирования;
  • линия глушения;
  • блок дросселирования;
  • блок глушения.

Схема 1 обвязки манифольдовСхема 2 обвязки манифольдов


Линии выполнены в виде труб, колен, блоки собраны из запорных и регулирующих устройств, измерительных приборов.

Манифольд

В стандарте ГОСТ 13862 содержатся следующие технические требования к манифольдам оборудования ОП:

  • длина линий глушения, дросселирования должна быть достаточной для того, чтобы вынести эти блоки за пределы рабочей площадки или основание буровой установки;
  • комплектация исключительно запорными устройствами полнопроходного типа;
  • возможность замены насадок и наконечников регулируемого дросселя под давлением;
  • номинальный диаметр обратного клапана, не меньше аналогичного размера линии глушения.
Дросселирующий блок включает в себя:

  • транспортировочная рама из листового, сортового стального проката;
  • крупногабаритные массивные фитинги (крестовина, тройник) или моноблоки;
  • запорные устройства (задвижки, вентили, краны);
  • регулирующие устройства (дроссели);
  • гасители потока;
  • измерительные приборы (манометры), датчики.

Блок глушения собран на раме из тройника, нескольких задвижек манометра и обратного клапана. 

Блок глушения

Сепаратор обычно представлен производителями устьевого оборудования в виде отдельного автономного блока. Внутри него происходит очистка бурового раствора от нерастворимых частичек вымываемой породы и газа. Порода остается на сите, газ поступает в факельный стояк для последующей утилизации.

Для удобства обслуживания блоки устанавливают на общей раме, немного увеличивая длину и металлоемкость линий обвязки. Линия глушения связана с буровыми насосами. По ней в межтрубное пространство скважины под давлением подается буровой раствор. Через эту же линию сливается газированный бурраствор. 

В линию дросселирования сливается раствор, закачиваются жидкости в скважину, выполняется тампонирование. В некоторых схемах ОП имеются резервные линии дросселирования. Рабочим давлением манифольда принята величина 21 – 7 МПа. Рама манифольда может оснащаться салазками, телескопическими стойками.

Станция гидропривода

В нормативной документации ГОСТ 13862 содержится следующий регламент относительно гидростанции ОП:

  • состав – комплект трубопроводов, пульт управления, насосно-аккумуляторная станция;
  • количество гидросистем в составе управления – 4 – 9 штук;
  • объем жидкости в гидроаккумуляторах – 160 – 1250 дм3;
  • наличие аварийного привода;
  • комплект шарнирных соединений на секциях жестких трубопроводов;
  • вместимость гидроаккумуляторов по ГОСТ 12448.

Гидростанции ОП

Возможна герметизация устья скважины в ручном и автоматическом режиме. на случай отключения электроэнергии в комплекте станции предусмотрено наличие гидравлического шарообразного аккумулятора.

Эксплуатационная скважина

При бурении скважин любого назначения возникает серьезная проблема – верхний слой грунта обладает наименьшей устойчивостью, и является самым рыхлым. Поэтому в нефтедобыче устье представляет собой сложный комплекс из нескольких труб. Две наружные из них – направление и кондуктор – бетонируются, а остальные колонны расположены внутри друг друга без цементирования. 

Соответственно в указанной конструкции появляется несколько не герметичных полостей между кондуктором и всеми остальными обсадными колоннами, насосно-компрессорными трубами. Во время освоения скважины используются не одинаковые методы подъема углеводородной смеси на поверхность – фонтан, газлифт, насосные технологии. 

Однако в каждой из этих технологий возможны аварийные ситуации – неконтролируемый выкид на поверхность флюида или технологических жидкостей, газов. В итоге может пострадать экология, персонал добывающей, нагнетательной скважины.

В отличие от бурения, герметизация устья скважины осуществляется устьевым оборудованием, состоящим из колонной головки, трубной обвязки, устьевой арматуры, манифольда.

Колонная головка

Наружная герметизация устья скважины выполняется колонной головкой. Этот узел имеет корпус в виде крестовины, накручивающейся на резьбовую часть кондуктора. Внутри однофланцевой или двухфланцевой колонной головки крепятся обсадные и эксплуатационные колонны. К кондуктору колонная обвязка крепится либо сваркой по требованиям ГОСТ 5264, либо на резьбе Buttress согласно ГОСТ Р 51906, ОТТГ, ОТТМ согласно ГОСТ 632.

Однофланцевая головка держит колонну обсадных труб с помощью трубодержателя, и герметично перекрывает первичным уплотнением межколонного пространства. Двухфланцевый вариант головки имеет в верхней части первичное уплотнение, в нижней – вторичное. При этом используются подвески клинового типа. 

Вторичное уплотнение может иметь два варианта исполнения – с одной или двумя П-образными манжетами. Уплотнительная паста подается на манжеты принудительно. Размещается этот узел внутри специальной втулки. Нижний фланец оборудуется каналами для винтовых поршней и обратных клапанов. Закрываются эти каналы пробками с дюймовой резьбой К1”. 

Установка колонных головок для подвешивания обсадной трубы

Резьба на боковых патрубках крестовины крупнее на один типоразмер –  K 1 1/2.С одной стороны колонная обвязка оборудуется манометром для контроля давления в затрубном пространстве. С противоположной стороны крепится запорное устройство с глухим фланцем. Через эту линию в затрубное пространство могут закачиваться технологические жидкости. 

В настоящее время практически все неглубокие месторождения уже освоены. Глубина нефтегазовых пластов превышает 3 км, поэтому количество обсадных колонн увеличивается до трех. Разработано два варианта трубодержателя с контурами первичного уплотнения обсадных колонн.

1 вариант трубодержателя 2 вариант трубодержателя

В первом случае наружная конусная поверхность манжеты заклинивается внутренней стороной корпуса аналогичной формы под тяжестью колонны обсадных труб. Во втором варианте манжета обжимается закручиванием винтов вручную.

Дополнительно существуют отличия конструкции первичных уплотнений в зависимости от рабочего давления скважины.

Отличия конструкции первичных уплотнений

Межтрубное пространство чаще всего герметизируется нижними, верхними пакерами. Рабочие характеристики колонных клиньевых обвязок ОКК выглядят следующим образом:

  • рабочая среда – конденсат, газ, раствор глинистый или цементный, нефть, ингибитор;
  • температурный диапазон – рабочей среды +60°С … +120°С, воздуха -60°С … +45°С;
  • категория размещения по ГОСТ 15150 – I – II;
  • климатическое исполнение – У, УХЛ, ХЛ;
  • класс материалов согласно API 6A – AA, BB, DD, EE;
  • обозначение – ОКК1 – ОКК4;
  • номинальный диаметр обсадных колонн – 102 – 219 мм, 146 – 273 мм (ОКК 1 – ОКК4), 194 – 426 мм (ОКК2 – ОКК4), 324 – 508 мм (ОКК3, ОКК4), 324 – 630 мм (ОКК4);
  • схема обвязки – одноствольная одно –, двух, трех- и четырехрядная;
  • рабочее давление – 14 – 140 МПа;
  • запорные устройства – вентили, задвижки, краны;
  • тип управления – ручной, гидравлический;
  • способ присоединения к трубопроводам – сварка ГОСТ 5264, резьбовое ГОСТ 34057, 633, 632, фланцевое ГОСТ 28919.

В стандарте ГОСТ 30196 принята классификация колонных головок по признакам:

  • корпусное соединение по стволу – хомутовое, фланцевое;
  • число стволовых фланцев – 1 или 2;
  • трубодержатель – резьбовой, клиньевой;
  • количество трубодержателей внутри одного крестового корпуса – один, несколько;
  • соотношение номинальных диаметров обсадной трубы и стволового прохода – полнопроходная, неполнопроходная;
  • вид соединителей на боковых патрубках – фланцы, резьба;
  • способ присоединения к кондуктору – сварка, резьба;
  • тип присоединительной резьбы или приварки – наружная, внутренняя;
  • давление фланцев – одинаковое, разное;
  • соотношение размеров фланцев – разноразмерные, одноразмерные.

Вариант моноблочного исполнения обвязки

Существует вариант моноблочного исполнения обвязки, в котором внутри одного корпуса совмещены колонная и трубная головка. То есть, Обвязываются сразу и обсадные, и насосно-компрессорные колонны.

Под давление 14 МПа может использоваться муфтовая колонная обвязка ОКМ. В качестве запорной арматуры здесь применяются недорогие пробковые краны. 

Трубная головка

Внутренняя герметизация устья скважины осуществляется трубной обвязкой, основным элементом которой является трубная головка. Фактически это уменьшенная копия колонной головки, только удерживающая на весу НКТ колонны, а не обсадные трубы. В состав сборочного узла входит крестовина и переводная стволовая катушка. Предназначена трубная обвязка для решения следующих задач:

  • замеры давления в затрубном пространстве скважины;
  • герметичность внутритрубного пространства колонны НКТ;
  • восприятие нагрузки от веса насосно-компрессорных труб, и передача ее на колонную головку;
  • пьедестал для монтажа устьевой арматуры насосных скважин или фонтанной елки;
  • закачка ингибиторов, промывка скважины.

Насосно-компрессорные трубы могут фиксироваться внутри трубной головки на резьбе или на муфте.

Варианты фиксации насосно-компрессорных труб внутри трубной головки

Колонны внутрискважинного трубопровода могут располагаться параллельно или внутри друг друга (концентрически). Для каждого следующего ряда колонн НКТ используется тройник, устанавливаемый сверху крестовины или стволовой катушки. 

Колонны внутрискважинного трубопровода

Для не одинаковых условий эксплуатации скважин разработаны основные варианты подвесок НКТ:

  • внутри переводного фланца;
  • в теле самой трубной головки.

Основные варианты подвесок НКТ

Головка может оснащаться каналами дистанционного управления. Первичное и вторичное уплотнение может изготавливаться из стали или эластомера.

Особенности устьевой арматуры

Верхний фитинг трубной обвязки (тройник, стволовая катушка, крестовина) всегда имеет свободное отверстие, предназначенное для подъема из пласта углеводородной смеси. Для герметизации этого отверстия, являющегося продолжением ствола НКТ, используется устьевая арматура.

В зависимости от назначения (добывающая, нагнетательная) и/или способа ее освоения для герметизации устья скважины используется фонтанная арматура АФ, АФК, устьевая арматура для насосного оборудования АУШ (штангового), АУЭ (электрических центробежных, диафрагменных, винтовых насосов).

Самой сложной по умолчанию является конструкция фонтанной елки:

  • одно иди два вертикально расположенных запорных устройства для низкого и высокого давления скважины, соответственно, называются центральной задвижкой/краном;
  • главный фитинг – тройник или крестовина – для образования выкидной линии;
  • сверху главного фитинга находится буферная зона с запорным устройством и манометром, показывающим давление на устье.

Конструкция фонтанной елки

При использовании крестовины проектировщик автоматически получает две выкидные линии. Однако они расположены на одной вертикальной пространственной оси. Что делает фитинг практически непригодным для замены/ремонта.

При использовании двух тройников, установленных друг над другом через стволовую задвижку, можно получить две независимых выкидных линии. Верхняя из них всегда становится рабочей линией, нижняя считается аварийной. Это обеспечиваем максимально возможный уровень ремонтопригодности главных фитингов.

Конструкция елки устьевой арматуры для насосных скважин значительно проще. Практически для всех электрических бесштанговых насосов с подземным расположением привода используется арматура типа УАЭ с узлом кабельного ввода. Для обеспечения герметичности отверстия в корпусе ответного фланца над трубной головкой, через которое внутрь скважины запускается кабель, используется резиновая манжета.

Конструкция елки устьевой арматуры для насосных скважин

Для насосов со штанговым приводом герметичность узла ввода в скважину колонны штанг обеспечивается устьевым сальником. 

Устьевой сальник

Уплотнения устьевого сальника и кабельного ввода необходимы в момент добычи нефти, конденсата, газа. Однако в процессе освоения скважины периодически возникает необходимость в проведении ремонтных работ, исследования забоя и ствола. Поэтому в верхней части устьевой арматуры на время выполнения таких работ устанавливается лубрикатор. 

Лубрикатор

Инструмент спускается на проволоке, тросе, поэтому герметизация устья скважины осуществляется сальниковым узлом.

Таким образом, на разных этапах строительства – освоения скважины герметичность устья обеспечивается противовыбросовым, устьевым оборудованием и сальником лубрикатора.

Возврат к списку