Конструкция эксплуатационных скважин. Устьевое и скважинное оборудование для фонтанного способа добычи нефти и газа
Конструкция эксплуатационных скважин зависит от природных особенностей, количества эксплуатируемых продуктовых пластов (их может быть до 5), их режима функционирования (фонтанный, компрессорный, насосный), пластового давления, дебита (расхода) добываемых нефти, газа и пластовой воды, их химического состава, структуры геологических пород, через которые проходит скважина, от ее глубины и др.
Уже при бурении стенки скважины укрепляются обсадными колоннами в количестве от 3 до 5 в зависимости от структуры геологических пород и глубины скважины. Все обсадные колонны (начиная со второй) должны быть закреплены, т. е. подвешены с помощью наземного оборудования обвязки обсадных труб, называемого головкой скважины. Головка скважины представляет собой комплекс устройств в виде цилиндрического корпуса с двумя фланцами, которые называют колонными головками. Каждая обсадная колонна состоит из обсадных труб длиной 6-10 м, соединяемых между собой резьбой специального профиля. Верхняя труба обсадной колонны опирается с помощью клиньевых или муфтовых подвесок конической формы в конической расточке (седле) внутренней поверхности корпуса соответствующей колонной головки.
Внутри последней по счету обсадной эксплуатационной колонны опускается колонна насосно-компрессорных (подъемных) труб. По насосно-компрессорным трубам нефть, газ и вода поднимаются из забоя скважины до ее устья. Эти трубы также длиной 6—10 м и соединяются между собой резьбой специального профиля. Одна колонна может иметь трубы одного диаметра или состоять из двух-трех их участков разного диаметра, причем более глубокие имеют меньший диаметр. Наземное оборудование скважины образует ее устьевое оборудование. В кованном или сварном корпусе колонной головки имеются боковые фланцы или боковые отверстия с резьбой для присоединения манифольдов — боковых патрубков и запорной арматуры (краны, задвижки). Внутри колонной головки располагаются подвески, соединенные с верхом трубы (обсадной или подъемной) резьбой, а также герметизирующие устройства.
Фланцы соединяют шпильками и гайками, применяют металлические прокладки. Выше верхней колонной головки подъемных труб на фланце крепится фонтанная арматура скважины (фонтанная елка). Основная запорная арматура, как и запорная арматура на боковых отводах (манифольдах), обычно состоит из двух (иногда трех) последовательно соединенных задвижек, которые работают только в одном из двух режимов: закрыто — открыто. Таким образом, головка скважины предназначена для подвешивания обсадных колонн и колонн подъемных труб, разобщения межколонных пространств, проведения ряда технологических операций (нагнетание промывных растворов, ингибиторов коррозии и гидратообразования и др.), установки противовыбросного оборудования — превентора (в процессе бурения скважины) и фонтанной арматуры (в процессе эксплуатации скважины). Фонтанная арматура предназначена для герметизации устья скважины, контроля и регулирования режима ее эксплуатации, для проведения различных технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Задвижки имеют дистанционное автоматическое управление (пневмопривод) и дублирующее ручное управление. Технические характеристики скважинных головок и фонтанной арматуры должны обеспечивать их надежную и долговечную эксплуатацию при рабочих давлениях до 70 МПа и даже иногда до 100 МПа. Рабочие потоки могут быть агрессивны и содержать механические примеси абразивной породы, температура потоков достигает иногда 100° С (и даже 150—250° С для определенных технологических операций).
Совершенствование промыслового оборудования высокого давления (устьевого и скважинного) происходит в направлении уменьшения его размеров и массы. Например, головку скважины, обычно соединенную на фланцах из множества колонных головок, можно изготовить в виде одного моноблока, который содержит внутри все устройства для подвешивания и герметизации труб, а также имеет отверстия для присоединения всех боковых манифольдов. В современных скважинах используют трубы и инструмент (приспособления) небольшого диаметра. Широко применяют быстроразъемные хомутовые соединения с металлическими кольцевыми прокладками, уплотняемыми внутренним давлением, в узлах оборудования высокого давления на нефтяных и газовых промыслах в северных районах и под водой, т. е. в экстремальных условиях, где ограничено время сборки и разборки, и это дает значительный эффект по сравнению с фланцевыми соединениями.
В середине 60-х годов в США 90% скважин имели по одной подъемной колонне насосно-компрессорных труб. Остальные скважины были оборудованы двумя (90%) и тремя (10%) параллельными подъемными колоннами. Сейчас есть скважины, в которых используют до пяти подъемных колонн для одновременной добычи нефти из пяти продуктовых пластов. Подъемные колонны могут быть концентрично расположены одна в другой, или они могут быть параллельными.
Часто на внутреннюю поверхность труб наносят защитные покрытия (лаки, эмали, стекло, эпоксиды) для борьбы с коррозией, с отложениями солей и твердых парафинов. Чистота механической обработки внутренней поверхности (шероховатость) труб или слоев защитных покрытий не должна превышать двух-трех микронов (полирование), что особенно эффективно против отложений твердых парафинов. Применяют облегченные трубы из высокопрочных сплавов на основе алюминия и даже титана для глубоких скважин.
К конструкциям скважинного оборудования, располагаемого в нижней части скважины в призабойной зоне, предъявляются определенные требования. Небольшой диаметр подъемных труб ограничивает и наружный диаметр всего скважинного оборудования, крепящегося друг к другу резьбовыми соединениями, которые должны гарантировать герметичность и долговечность, а также при необходимости разборку (развинчивание) и подъем его из скважины.
В комплект скважинного оборудования входят приспособления и устройства, которые могут быть использованы в будущем, например, после режима фонтанирования скважины требуется переход к компрессорной (газлифтной) добыче нефти, а потом к насосной ее откачке. Комплекты скважинного оборудования различаются в зависимости от особенностей скважины, пластового давления нефти и газа и других факторов. Однако в любом случае комплект скважинного оборудования обычно включает в себя следующее оборудование (в направлении вниз к забою): клапан-отсекатель, циркуляционные клапаны, телескопическое соединение, разъединитель колонны, газлифтные клапаны, ингибиторные клапаны, скважинную камеру, пакер, фильтр. По высоте предусматриваются различные посадочные ниппели, замки и карманы, переводники, пробки, приспособления для захвата, поворота, опускания и подъема оборудования.
Клапаны-отсекатели предназначены для перекрытия подъемных труб фонтанирующих скважин при разгерметизации устья, увеличении дебита скважин выше заданного, возникновении пожара на устье. Клапаны циркуляционные применяют для сообщения и разобщения затрубного пространства с внутренней полостью подъемных труб при проведении различных технологических операций с целью освоения и эксплуатации скважин. Клапаны ингибиторные позволяют подавать из затрубного пространства в полость подъемных труб ингибиторы разного назначения. Телескопическое соединение служит для компенсации температурных изменений длины колонны подъемных труб. Газлифтные клапаны предназначены для автоматического регулирования поступления газа, нагнетаемого из затрубного пространства в колонну подъемных труб при добыче нефти компрессорным (газлифтным) способом. Скважинные камеры применяют для посадки газ-лифтных и ингибиторных клапанов при эксплуатации нефтяных скважин фонтанным или газлифтным способом.
Пакеры предназначены для разобщения продуктовых пластов (если их больше одного) и изоляции эксплуатационной обсадной колонны от воздействия добываемой нефти и газа в процессе эксплуатации нефтяных, газовых и нагнетательных скважин, а также при проведении ремонтно-профилактических работ. Пакер — основной элемент скважинного оборудования, он опускается в скважину на колонне подъемных труб и служит обычно опорой нижнего конца подъемной колонны. Пакер должен выдерживать максимальный перепад (вниз и вверх) давлений, действующих на него в экстремальных условиях и называе- мых рабочим давлением. Якори пакера — это устройства, обеспечивающие заякоривание (фиксацию) самого пакера и посредством него всей колонны подъемных труб за внутреннюю поверхность обсадной колонны. С разъединителем колонны (длиной 1,5—3 м) пакер соединяется для возможного отсоединения подъемных труб, установленных над ним. Конструкции пакеров очень разнообразны, они могут иметь верхнее и нижнее заякоривающие устройства. Длина пакера может достигать 2—4 м и масса 100—140 кг. Требования к конструкциям пакеров чрезвычайно жесткие. Обычно пакер является постоянным скважинным оборудованием, оставляемым в призабойной зоне скважины в течение долгого срока ее эксплуатации. Однако для скважин средней глубины применяют иногда пакеры съемные, которые могут быть в принципе извлечены из скважины. Известные зарубежные фирмы — изготовители пакеров и другого устьевого и скважинного оборудования: Cameron, Baker, Brown, Guiberson, Halliburton, Otis, Cameo и др. Большинство изготовителей придерживается стандартов Американского нефтяного института (API), к тому же являющимся организацией, которая в настоящее время сертифицирует машиностроительное производство в целом и отдельные изделия для нефтяной и газовой промышленности практически во всем мире.