Схема устья скважины

Схема устья скважины

В процессе бурения и последующей добычи полезного ископаемого схема устья скважины изменяется. На этапе ее изготовления применяется противовыбросовое оборудование. Для освоения скважины на устье монтируется фонтанная арматура. В нагнетательных скважинах используется специальное оборудование и устройства.

Буровая скважина

Обеспечение герметичности устья в процессе бурения вертикальной или наклонной выработки необходимо для предотвращения выбросов бурового раствора. Эта жидкость используется в бурении для выноса на поверхность частичек разрушенной долотом породы при циркуляции бурраствора на забое и в стволе.

Однако при вскрытии отдельных пластов внутри них могут находиться жидкости и газы под высоким давлением. Классическая схема обвязки устья скважины в этом случае выглядит следующим образом:

• на головку колонны крепится пьедестал, на него закручивается крестовина;
• сверху нее монтируется превентор плашечного типа;
• следующий плашечный превентор устанавливается вплотную к первому только в случае низкой агрессивности рабочей среды и при отсутствии в ней абразивных веществ;
• при тяжелых эксплуатационных условиях превенторы разделяются дополнительной крестовиной;
• затем выше по вертикали крепится превентор универсального типа с удаленным управлением;
• в случае роторного бурении в схему автоматически добавляется вращающийся превентор.

Согласно конструкции трубопроводной детали, крестовины имеют два боковых горизонтальных патрубка – аварийный и рабочий с запорной арматурой (кран, задвижка) и манометрами. В рабочий патрубок подключается система циркуляции, очистки, через него же в скважину задавливается раствор для цементирования, уравновешивания давления пласта.

Соединения здесь быстросъемные и регулируемые, чтобы обеспечить плавное увеличение давления на забое, контроля скорости рабочей среды. Система циркуляции дополнительно оборудуется отбойной камерой, компенсирующей гидроудары внутри системы.

К аварийному патрубку подключается факельный амбар посредством 100 м горизонтальной линии. При наличии в схеме двух крестовин нижняя из них является резервной, верхняя рабочей. Указанные трубопроводы расположены под полом буровой установки, к верхней части обвязки крепится манифольд.

Упрощенная схема обвязки применяется только для испытания пласта при наличии специальной площадки с лестницей для быстрого доступа к запорной арматуре, расположенной на 4 – 5 м выше ротора.

Изначально схема оборудования устья скважины выбирается с учетом следующих задач:

• обвязка обсадной колонны и бурильных труб для создания двух взаимно герметичных контуров в стволе, как в отсутствие инструмента, так и в процессе бурения;
• контроль уровня пластовой жидкости в затрубном пространстве и раствора в буровых трубах;
• предотвращение фонтанирования и случайного выброса;
• стравливание эмульсии и нефти при закрытом превенторе для разряжения пласта;
• замена способом обратной/прямой циркуляции промывочной жидкостью пластовых вод.

Если ожидаемое давление опрессовки бурового шланг не превышает 15 МПа, используется схема обвязки с противовыбросовым устройством на кондукторе.

Фонтанная скважина

Устанавливается фонтанная арматура на устье при возможности добычи нефти под собственным давлением пласта без помощи насосного оборудования. Скважина в этом случае может иметь забой четырех типов:

• перфорированный;
• открытый;
• с предустановленным фильтром;
• перекрытый перфорированным хвостовиком колонны.

Основным элементом схемы обвязки является колонная головка, накручиваемая на обсадную колонну, и являющуюся опорой для арматуры устья скважины. Внутри на нее же подвешена колонна НКТ труб. Комплект арматуры фонтанного типа предназначен для решения нескольких задач:

• создание на забое противодавления;
• контроль и регулирование режимов работы скважины;
• поступление смеси газа и жидкости из пласта в выкидную линию;
• обеспечение герметичности устья.

По умолчанию схема управления оборудованием для герметизации устья скважины называется фонтанной елкой, состоит из крестовины, переводной катушки, задвижек, манометров и пробоотборников. 

При сборке фонтанной елки применяются крестовые, тройниковые и V-образные схемы. В обозначении фонтанной арматуры указывается информация:

• классификация – АН или АФ (нагнетательная или фонтанная арматур, соответственно);
• метод крепления скважинного трубопровода – Э, К, без обозначения для УЭЦН, в переводнике и в трубной головке, соответственно;
• схема елки – 1 – 6, 1а – 6а при наличии двух трубных головок;
• система управления – А автоматическое, Д дистанционное, В автоматическое удаленное, ручной привод не обозначается;
• номинальный диаметр елки – 50 – 150 мм
• номинальный диаметр боковых патрубков – не указывается при совпадении с размером ствола;
• давление рабочее – 7, 14, 21, 35, 70, 105, 140 МПа;
• исполнение климатическое – по регламенту ГОСТ 16350;
• вариант исполнения по степени агрессивности рабочей среды – К1, К2, К2И при содержании сероводорода и углекислоты 6% и более;
• модификация – арматуры и самой елки.

Манифольдом называется технологический трубопровод между скважиной и ГЗУ, содержащий запорную арматуру.

Газлифтная скважина

Газлифтный метод добычи заключается в выдавливании нефти из пласта нагнетаемым в него газом, когда самого пластового давления недостаточно для фонтанирования. Соответственно, в этой схеме присутствует два канала – для отбора полезного ископаемого, для подачи газовой смеси. Принята классификация газлифтных скважин по нескольким признакам:

• количество рядов труб в стволе скважины;
• направление потоков газа, жидкости;
• взаимное расположение трубопроводов;
• тип рабочего агента.

При использовании воздух система становится эрлифтом. Если применяется газ из газоносных пластов, способ добычи называют бескомпрессорным газлифтом. В подъемнике однорядного кольцевого типа газ подается в затрубное пространство, смесь поднимается по колонне НКТ. В центральной системе с одним рядом труб все наоборот.

В отличие от фонтана, здесь схема обвязки устья газлифтной скважины более сложная. В нее добавляется воздухопровод и компрессорная станция с газомоторными 2 – 3 поршневыми компрессорами типа 8ГК с производительностью 13 м3/мин под давлением 5 МПа.

В высокодебитные скважины опускается колонна Dн 89 – 114 мм, в обычном режиме добыча ведется трубами 60 – 73 мм. Типовая схема обвязки устья газовой скважины включает в себя запорные клапаны, задвижки и прочую трубопроводную арматуру.

Насосная скважина

Для добычи нефтегазовой смеси могут использоваться скважинные насосы ШГН, УЭЦН. Поэтому схемы обвязки устья скважин могут отличаться друг от друга. При эксплуатации электроцентробежного насоса ЭЦН обычно используется фонтанная арматура. Ее конструкция доработан под конкретные условия путем установки планшйбы, обеспечивающей герметичность кабеля питания.

Колонна НКТ подвешивается внутри крестовины муфтовым способом или разъемным конусом ОКК. Затрубный газ отводится в линию сброса обратным клапаном. Для эхолота и прочих измерительных приборов внутри крестовика предусмотрено специальное отверстие. Оборудование рассчитано на рабочее давление 14 – 21 МПа (сальник устьевой на 4 МПа). Номинальный диаметр запорной арматуры составляет 65 мм.

Несмотря на название, фонтанная арматура является универсальным решением для любых способов добычи углеводородных полезных ископаемых. Поэтому типовая схема обвязки устья скважины доработанную под условия УШГН елку фонтанной арматуры. Здесь присутствует колонна штанг, имеющая возвратно-поступательное движение в вертикальной плоскости. Поэтому добавляется узел, обеспечивающий герметичность елки при работе ШСНУ.

При КРС внутри скважины (ствол, забой, околотрубное пространство) выполняется ряд технологических действий по замене оборудования, увеличения/восстановления производительности скважины. При этом используется 4 типовых схемы обвязки:

• 062.021 ПШ/ФА – монтаж противовыбросового оборудования;
• 062.021 УЛГ/ФА – геофизические исследования без остановки добычи;
• 062.021 СВАБ – свабирование для вызова притока;
• 156.021 ПМ1/ПМ2 – применение противовыбросового оборудования при испытании и капремонте.

При заводнении пласта для поддержания пластового давления ППД применяется нагнетательная арматура АНК на быстросъемных соединениях с центральной задвижкой, замерными вентилями, трубными задвижками, штуцерами и тройниками. При этом схема обвязки устья нагнетательной скважины отличается от всех рассматриваемых случаев.

Метод свабирования

Свабированием называется циклический подъем поршнем специальной конструкции столба жидкости в трубах НКТ для решения следующих задач:

• вызов их пласта притока;
• промывка призабойной области;
• увеличение объема добычи;
• освоение скважины;
• понижение уровня в стволе;
• пластовые депрессии пласта управляемого типа;

Обвязка скважины для свабирования включает в себя выкидную линию, обратный клапан, систему СУ, задвижки и краны, превентор, сальник и лубрикатор. Краны обычно используются шаровые, пробковые полнопроходные. Номинальный диаметр трубопровода для отвода пластовой жидкости обязан быть больше 50 мм. В верхней части елки предусматривается площадка для лебедки и канатного наконечника.

Таким образом, практически для любых эксплуатационных условий и типов скважин в бурении, освоении, добыче и при капитальном ремонте может использоваться фонтанная арматура. Типовые схемы елок приводятся в отраслевых и государственных стандартах с учетом особенностей технологических процессов.