Оборудование устья скважины.

Под устьевым оборудованием понимается комплекс оборудования, предназначенный для обвязки обсадных колонн, герметизации устья скважины при возникновении проявления в процессе бурения, капитального ремонта, герметизации устья и регулирования режима работы скважины в процессе эксплуатации.

В устьевое оборудование входят: при бурении – колонная головка, противовыбросовое оборудование; в процессе эксплуатации – трубная головка, фонтанная елка.

Превенторы изготавливаются нескольких типов: плашечные, универсальные и вращающиеся.

Превенторы плашечные предназначены для герметизации устья скважины при ГНВП и открытых фонтанах, возникающих при строительстве или ремонте скважин. При этом, если в скважине находятся трубы, то герметизация обеспечивается с использованием трубных плашек, а при отсутствии труб в скважине герметизация осуществляется глухими плашками.

В универсальных превенторах ствол скважины перекрывается специальным резиновым уплотнением, смонтированным в корпусе. В открытом состоянии уплотнение обеспечивает прохождение долота. Универсальные превенторы можно закрывать на трубах различного размера и вида (бурильных, УБТ и т.д.).

Вращающиеся автоматические превенторы предназначаются для автоматической герметизации устья скважины в процессе бурения. Они позволяют вращать и расхаживать бурильную колонну при закрытом превенторе. Выпускаются на рабочее давление 7,5 и 20 Мпа.

Обвязка превенторов – манифольд (рис.1)- предназначена для управления давлением в скважине при ГНВП путем воздействия на пласт закачкой раствора и создания противодавления на него. Манифольд состоит из линий дросселирования и глушения, которые соединяются со стволовой частью оборудования для герметизации и представляют собой систему трубопроводов и арматуры (задвижки и регулируемые дроссели с ручным или гидравлическим управлением, манометры и др.).

Рис.1. Манифольд МПО6-80х70:

1.-Обратный клапан, 2- Буровой дроссель с гидроприводом, 3- Датчик давления, 4- Манометр, 5- Буферный резервуар, 6- Задвижка с ручным приводом, 7- Буровой дроссель с ручным приводом, 8- Крестовина, 9- Задвижка с гидроприводом

Линия глушения соединяется с буровыми насосами и служит для закачки в скважину утяжеленного раствора по межтрубному пространству. При необходимости линия глушения используется для слива газированного бурового раствора в камеру-дегазатор циркуляционной системы буровой установки.

Линия дросселирования служит для слива бурового раствора и отбора флюидов из скважины с противодавлением на пласт, а также для закачки в скважину жидкости с помощью цементировочных агрегатов.

Блок дросселиро­вания

Дроссели (штуцеры) имеют ручное или гидравлическое дистанционное управление и служат для создания противодавления на пласт с целью плавного регулирования скорости потока жидкости, поступающей из скважины. Работа дросселя регулируется осевым перемещением конического наконечника, в результате которого изменяется проходное сечение дросселя.

Рис. 2 - Комбинированный строенный превентор

В линиях глушения и дросселирования применяются высококачественные бесшовные трубы. Фланцевые соединения манифольда уплотняются металлическими кольцевыми прокладками. ПВО монтируется на устьевой крестовине колонной головки.

Блок дросселиро­вания

Блок дросселиро­вания

При несоответствии диаметров крестовины и превентора между ними устанавливается переводной фланец. Превенторы. Плашечные превенторы (рис. 2) обеспечивают возможность расхаживания колонны труб при герметизированном устье в пределах длины между замковыми или муфтовыми соединениями, подвеску колонны труб на плашки (рис. 3) и ее удержание от выталкивания под действием скважинного давления.

Для бурения на суше применяют в основном однокорпусные плашечные превенторы с двойной системой перемещения плашек: гидравлической и механической без системы гидравлического управления их фиксацией. По конструкции эти превенторы значительно проще.

Рис. 3 - Плашки превенторов:

Перекрывающие устье скважины плашки комплектуются под определенный размер трубы. При отсутствии в скважине бурильных труб устье перекрывается глухими плашками. Общий вид плашек показан на рис.3. а универсальная; б-трубная для обсадных труб; в-трубная для бурильных труб; г-для двух рядов труб.

Универсальный превентор предназначен для повышения надежности герметизации устья скважины. Его основной рабочий элемент – мощное кольцевое упругое уплотнение, которое при открытом положении превентора позволяет проходить колонне бурильных труб, а при закрытом положении-сжимается, вследствие чего резиновое уплотнение обжимает трубу (ведущую трубу, замок) и герметизирует кольцевое пространство между бурильной и обсадной колоннами.

Рис. 4 - Универсальный гидравлический превентор типа ПУГ

Эластичность резинового уплотнения позволяет закрывать превентор на трубах различного диаметра, на замках и УБТ. Применение универсальных превенторов дает возможность вращать и расхаживать колонну при герметизированном кольцевом зазоре.

Кольцевое уплотнение сжимается либо в результате непосредственного воздействия гидравлического усилия на уплотняющий элемент, либо вследствие воздействия этого усилия на уплотнение через специальный кольцевой поршень.

Универсальный гидравлический превентор со сферическим уплотнением плунжерного действия (рис. 4) состоит из корпуса 3, кольцевого плунжера 5 и кольцевого резино-металлического сферического уплотнителя. Уплотнитель (рис.5) имеет форму массивного кольца, армированного металлическими вставками двутаврового сечения для жесткости и снижения износа за счет более равномерного распределения напряжений. Плунжер 5 ступенчатой формы с центральным отверстием. Уплотнитель фиксируется крышкой 2 и распорным кольцом 4.

Рис. 5. Уплотнители

Корпус, плунжер и крышка образуют в превенторе две гидравлические камеры, изолированные друг от друга манжетами плунжера. При подаче рабочей жидкости под плунжер 5 через отверстие в корпусе превентора плунжер перемещается вверх и обжимает по сфере уплотнение так, что оно расширяется к центру и обжимает трубу, находящуюся внутри кольцевого уплотнения. При этом давление бурового раствора в скважине будет действовать на плунжер и поджимать уплотнитель. Если в скважине нет колонны, уплотнитель полностью перекрывает отверстие. Верхняя камера служит для открытия превентора. При нагнетании в нее масла плунжер движется вниз, вытесняя жидкость из нижней камеры в сливную линию. Уплотнитель расширяется и принимает прежнюю форму.

Кольцевой уплотнитель (рис. 5) позволяет: протаскивать колонны общей длиной до 2000 м с замками или муфтами с конусными фасками под углом 18°; расхаживать и проворачивать колонны; многократно открывать и закрывать превентор.

Конструкция превентора допускает замену уплотнителя без его демонтажа. Управление универсальным превентором может осуществляться либо с помощью ручного плунжерного насоса, либо с помощью насоса с электроприводом. Время закрытия универсального превентора гидроприводом 10с.

Рис. 6. Вращающийся превентор ВП-156х320

Вращающиеся превенторы. Вращающийся превентор (рис.6) применяется для герметизации устья скважины в процессе ее бурения при вращении и расхаживании бурильной колонны, а также при СПО и повышенном давлении в скважине. Этот превентор уплотняет ведущую трубу, замок или бурильные трубы, он позволяет поднимать, спускать или вращать бурильную колонну, бурить с обратной промывкой, с аэрированными растворами, с продувкой газообразным агентом, опробовать пласты в процессе газопроявлений, регулировать дифференциальное давления в системе «скважина-пласт», а также осуществлять вскрытие продуктивных пластов на «равновесии и с депрессией». Основной элемент вращающегося превентора - уплотнитель 2, позвляющий протаскивать инструмент через его отверстие. Уплотнитель состоит из металлического основания и резиновой части, прикреплен к стволу 4 при помощи байонетного соединения и болтов. От проворачивания его предохраняют шпоночные выступы, входящие в вырезы ствола. В патроне 7 превентора на двух радиальных 5 и одном упорном 6 подшипниках качения смонтирован ствол 4. Манжетные уплотнения 3 служат для предохранения превентора от попадания в него жидкости из скважины между стволом, корпусом и патроном. Фиксация патрона 7 в корпусе осуществляется защелкой 9, которая открывается под давлением масла, подаваемого ручным насосом через штуцер 8

Рис. 7. Корпус колонной головки

Устанавливают ПВ над блоком превенторов вместо разъемного желоба для отвода бурового раствора к блоку очистки циркуляционной системы буровой установки.

Вращающийся ствол герметизируется с неподвижным корпусом системой резиновых манжетных уплотнений, предотвращающих проникновение промывочной жидкости в подшипниковый узел.

Колонные головки. Корпус колонной головки является первым элементом, устанавливаемым на кондукторе с помощью резьбового (наружного или внутреннего) или сварного соединения (рис. 7 а, б).

Хотя резьбовое соединение надежнее, оно имеет тот недостаток, что требует точной установки верхней резьбы трубы обсадной колонны, чтобы обеспечить монтаж подвесок и превенторов.

В случае прихвата обсадной колонны в ходе ее спуска монтаж может осуществляться только с помощью отрезания обсадной трубы и сварки резьбовой части или специально отведенного под сварку корпуса колонной головки. В последнем случае соединение должно быть выполнено очень тщательно с соблюдением горизонтальности верхнего фланца. Внутренние и наружные сварные швы должны испытываться при помощи насоса типа Бэйкер через отверстие между двумя сварными швами.

Место посадки подвески (в верхней части) может быть цилиндрическим или коническим (в зависимости от марки и модели) для установки клиньев подвески и уплотнения следующей обсадной трубы. Два боковых отвода, нарезных или фланцевых, обеспечивают контроль затрубного пространства.

Таким образом, именно кондуктор и корпус колонной головки будут нести все обсадные трубы и превенторы, предусмотренные конструкцией скважины. В скважинах большой глубины вес колонн (с натяжением) очень высок и при этом необходимо подбирать колонную головку с круглой опорной плитой.

Использование последнего типа повышает устойчивость корпуса колонной головки и обеспечивает лучшее распределение нагрузок на дно шахты при условии, что предусмотрена более глубокая шахта с последующим бетонированием пространства между дном шахты и опорной плитой. Обычно при этом добавляется цементируемый каркас.

Колонная головка предназначена для подвешивания и обвязки между собой всех спускаемых в скважину обсадных колонн с целью обеспечения контроля за состоянием кольцевого пространства, а также для управления межтрубными проявлениями, возникающими в процессе строительства и эксплуатации скважины.

Рис. 8. Колонная головка

Кроме того, колонная головка служит основанием для установки ПВО при бурении и арматуры для фонтанной или механизированной эксплуатации скважины. Секции колонной головки устанавливаются на устье скважины последовательно, по мере спуска и цементирования обсадных колонн. При этом каждая секция колонной головки должна подбираться с учетом максимального пластового давления ожидаемого при бурении следующего за обсаженным интервала скважины. На нее устанавливается ПВО, рассчитанное на такое же рабочее давление. После спуска и подвешивания очередной обсадной колонны цикл повторяется.

Обвязка всех входящих в конструкцию скважины обсадных колонн секциями колонной головки возможна только по мере их спуска и цементирования.

Колонная головка для обвязки двух колонн (рис.8) 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.

Колонные головки изготовляются отечественными заводами 4-х типов - 26 размеров и подбираются в зависимости от диаметра колонн, их назначения, рабочего давления, глубины спуска.

Колонная головка обеспечивает надежное и герметичное соединение устья обсадной колонны с ранее спущенными колоннами; контроль за давлением в. Межколонном пространстве и закачивание при необходимости глинистого и цементного растворов в межколонное пространство.

По мере спуска, цементирования и натяжки обсадных колонн секции колонной головки устанавливают на устье скважины последовательно.

Конструкция колонных головок должна обеспечивать:

° восстановление герметичности межколонных пространств обсадных колонн периодической подачей, при необходимости, консистентных смазок в межпакерную полость систему уплотнения;

° возможность монтажа стволовой части противовыбросового оборудования с последующей опрессовкой противовыбросового оборудования (манифольда);

° контроль и разрядку, при необходимости, давления в межколонных пространствах на устье;

° проведение цементирования скважины после очередного спуска обсадной колонны (технической или эксплуатационной).

Конструкция колонной головки должна отвечать следующим требованиям:

· надежность герметизации межтрубных пространств;

· контроль за давлением в межтрубном пространстве;

· быстрое и надежное закрепление обсадных колонн;

· универсальность, т.е. возможность крепления к одной колонной головке обсадных колонн различных комбинаций;

· предохранение устьевой части обсадных колонн от повышенного износа при работе бурильным инструментом;

· возможность вертикального перемещения обсадных колонн при высоких температурах в скважине;

· высокая надежность работы подвесок и узлов уплотнений во время бурения и длительной эксплуатации скважины;

· максимально возможная высота;

· прочность с учетом действия различных нагрузок.

По количеству обвязываемых колонн колонные головки имеют одно, - двух, - трёх, - четырёх, - пяти колонную конструкцию. Шифр колонной головки содержит следующую информацию. Например: ОКК3 - 35 - 140×245×324×426; ОКК - оборудование колонной головки клиновое, т.е. технические и эксплуатационные колонны подвешиваются на клиньях; 3 - количество колонн, подвешиваемых на клиньях, в данной конструкции техническая колонна диаметром 245, 324 мм и эксплуатационная колонна диаметром 140 мм; 35 - рабочее давление колонных обвязок в Мпа, в данном случае - верхнее 35 Мпа, нижнее тоже 35 Мпа; 140×245×324×426 диаметры обвязываемых колонн, мм (кондуктор Ø426 мм).

По конструкции колонные головки разделяются на колонные фланцы, которые устанавливаются на кондуктор при помощи резьбы или сварки, и колонные головки в виде переводных катушек, имеющих верхний и нижний фланец. Сбоку колонные головки имеют в корпусе отверстия для установки задвижек и фланцев. В боковых отверстиях нарезана резьба для установки пробки с помощью приспособления, позволяющего менять задвижки под давлением. Количество колонных головок зависит от конструкции скважины. Между собой колонные головки крепятся при помощи шпилек, гаек, металлических прокладок (колец). Различаются между собой колонные головки материалом изготовления, головки.

Критерием соответствия фланцев колонных головок друг другу, как верхних и нижних, так и боковых фланцев с фланцами задвижек, является рабочее давление и условный диаметр проходного отверстия.