Обвязка устья

Обвязка устья

На разных этапах изготовления и эксплуатации скважины обвязка устья выполняется не одинаковыми способами. При бурении и ремонте оборудования используется противовыбросовое оборудование. Десять типовых схем его установки приводятся в ГОСТ 13862.

Противовыбросовое оборудование 

Для освоения добывающих фонтанных, насосных, нагнетательных скважин применяется устьевое оборудование ГОСТ Р 51365. 

Устьевое оборудование 

Восемь схем елки и четыре схемы трубной обвязки приведены в ГОСТ 13846.

Конструкция устья скважины

Изначально нефтегазодобывающая скважина является особым видом горной выработки. Ее протяженность составляет несколько километров при достаточно небольшом поперечном диаметре. Возможны искривления ствола в одном/нескольких направлениях.

Поэтому для крепления стенок используются обсадные трубы, концентрически расположенные одна в другой. Дополнительно в процессе бурения внутри ствола находится вращающаяся колонна бурильных труб. Для освоения в скважину опускаются насосно-компрессорные трубы. При ремонте и обследовании внутрь опускается различный инструмент, приспособления, оборудование.

Стандартная обвязка устья скважины позволяет обеспечить герметичность затрубных и внутритрубных пространств относительно окружающей среды. Дополнительно устьевым и противовыбросовым оборудованием решается ряд задач:

  • обеспечение выполнения операций технологического процесса бурения, добычи;
  • воздействие на пласт для повышения, стабилизации продуктивности;
  • плановый текущий и капитальный ремонт;
  • глушение либо остановка скважины;
  • перевод с одного добывающего режима на другой.

Типовые схемы ПВО, АФ/АФК, АУЭ, АУШ снижают трудоемкость проектирования. Позволяют применять унифицированные узлы и сборочные единицы.

Буровая скважина

В случаях, когда обвязка устья скважины производится комплектом противовыбросового оборудования, ПВО состоит из следующих узлов:

  • стволовая часть – колонная головка, устьевая крестовина, блок превенторов, желоб разъемный, надпревенторная катушка;
  • манифольд с линиями глушения, дросселирования;
  • система управления запорной арматурой и превенторами.

 Комплект противовыбросового оборудования

Согласно регламенту ГОСТ 13862 обвязка устья скважины противовыбросовым оборудованием может осуществляться по 10 стандартным схемам:

  • схемы № 1 – 2 – предназначены для ремонта, оборудованы ручным приводом;
  • схемы № 3 – 4 – разработаны для капремонта, укомплектованы дистанционным управлением;
  • схемы № 5 – 10 – созданы для бурения скважин, оснащены гидравлическим удаленным управлением.

Для условного обозначения противовыбросового оборудования используется следующий шифр:

  • наименование – О оборудование;
  • назначение – П противовыбросовое;
  • схема – 1 – 10;
  • номинальный диаметр блока превенторов – 100 – 680 мм;
  • номинальный диаметр манифольда – 50 – 80 мм;
  • номинальное давление – 14 – 35 МПа;
  • степень коррозионной стойкости – К1 – К3.

Вариант исполнения К1 предназначен для буровых растворов с содержанием углекислоты менее 6%. Исполнение К2 рассчитано на присутствие в промывочной жидкости меньше 6% углекислоты и сероводорода. Вариант К3 пригоден для рабочих сред с содержанием H2S и CO2 в пределах 25%.

Технический руководитель УБР обосновывает эффективность заложенной в проект буровой скважины схему ПВО перед заказчиком, противофонтанной службой РФ и представителем Госгортехнадзора. При планируемом нормальном давлении внутри пласта обычно применяются схемы 3 и 4 по ГОСТ 13862 для его вскрытия – универсальный кольцевой превентор или два превентора плашечных – нижний с глухой, верхний с трубной оснасткой.

 Схема установки и обвязки устья скважины

Для вскрытия продуктивных горизонтов с давлением, превышающим норму, используются схемы 5 – 8. Обоснование на установку срезающих плашек определяется с учетом характеристик углеводородной смеси – дебит, проницаемость, пористость, состав. Количество плашечных превенторов в этом случае может достигать четырех.

Две последние схемы 9 и 10 разработаны для экстремальных эксплуатационных условий – морское бурение, ликвидация газонефтепроявлений ГНВП, давление на устье от 35 МПа, более 6% сероводорода во флюиде. Отступление от стандартных схем – изменение длины линий манифольда, отсутствие кольцевого превентора, изменение числа плашечных превенторов, повороты выкидной линии, в обязательном порядке согласовываются в Госгортехнадзоре РФ и противофонтанной службе.

На схеме проставляются монтажные, габаритные размеры ОП и его отдельных узлов. К ней прилагается следующая документация:

  • сертификаты на жидкость гидравлическую и стандартный крепеж;
  • акт заправки азотом аккумулятора гидропневматического;
  • акты опрессовки цементного кольца, выкида манифольда, обсадной колонны, спец труб, обратных клапанов, кранов.

Плашечный превентор разработан для выполнения следующих задач:

  • расхаживание/поворот колонны;
  • предотвращение выброса колонны бурильных труб при увеличении давления на забое;
  • удержание колонны на весу за счет расклинивания трубными плашками;
  • шлюзование (спуск-подъем колонны при герметично закупоренном устье);
  • срезание колонны специальными плашками для предотвращения ГНВП.

При использовании гидравлического привода время срабатывания плашечного превентора снижается до 5 – 8 секунд. Ручной аварийный привод позволяет только закрыть превентор, расклинить плашки в обратную сторону этим способом не получится.

В универсальном (кольцевом) превенторе вместо плашек установлен сферический или кольцевой уплотнительный элемент. Поэтому герметизация возможна, не только на теле трубы, но и на муфте, замке другого диаметра. Функция подогрева есть только в штуцерах сферических превенторов. 

Добывающая скважина

Для скважин нефтегазодобывающего назначения применяются схемы обвязки устья по стандарту ГОСТ 13846. То есть, превенторный блок демонтируется, на его место устанавливается устьевая арматура. Колонная головка остается на месте, на нее крепится головка трубная. Колонна НКТ может подвешиваться внутри нее или при помощи переходного фланца, стволовой катушки, монтируемых на верхний фланец трубной головки. 

Форма колонной и трубной головок одинаковая – крестовина, а размеры разные. Если необходимо подвесить внутри скважины несколько колонн НКТ, то поверх трубной головки дополнительно устанавливается тройник, внутри которого трубодержателем они и фиксируются.

В категории устьевой арматуры самую сложную конструкцию имеет ее фонтанная разновидность АФ и АФК. Для насосных скважин со штанговыми и бесштанговыми насосами используются ее урезанные варианты АУЭ (центробежный, винновой, мембранный электронасос) и АУШ (штанговый насос).

Добыча углеводородного сырья осуществляется фонтанным, газлифтным и насосным способом. При этом возникает необходимость управления давлением, плотностью и направлением потоков рабочей среды и технических жидкостей. Поэтому обвязка устья скважины при освоении в наземной части значительно сложнее превенторного блока.

В документации ГОСТ 13846 указаны два варианта сборки трубной обвязки и шесть типовых схем фонтанной елки. Трубная обвязка удерживает на весу колонну насосно-компрессорных труб, герметично перекрывает пространство между ними и обсадной колонной. Соответственно, манометр, установленный на трубной обвязке, показывает давление на забое.

    Два варианта сборки трубной обвязки

Задвижки позволяют промывать скважину, закачивать в пласт реагенты по мере необходимости. Первая схема трубной обвязки предназначена для одной НКТ колонны, вторая для двух колонн, расположенных одна внутри другой (концентрическим способом).

 Шесть типовых схем фонтанной елки

Две последние схемы фонтанной елки собраны на основе крестовин. Одна центральная задвижка используется для низкого давления 14 – 35 МПа. Дублирующая запорная арматура вводится в схему при увеличении пластового давления до 70 – 140 МПа. 

В этих схемах по умолчанию имеются сразу две выкидных линии, расположенных в пространстве на одной и той же оси. Любая из них может назначаться рабочей и аварийной, но ремонтопригодность самого фитинга при износе его стенок крайне низкая. Зато снижен габаритный размер высоты елки, ее проще обслуживать с рабочей площадки устья.

Схемы 3 и 4 собраны на основе двух тройников, расположенных друг над другом. Это позволяет повысить ремонтопригодность фитинга в случае его износа без остановки скважины, под давлением. Рабочей всегда назначается верхняя выкидная линия, запасной – нижняя выкидная линия. На время ремонта перекрывается задвижка между ними, добыча производится по запасному каналу.

Из-за пространственного положения тройников увеличивается высота елки. На рабочей площадке для ее обслуживания приходится монтировать второй яру с лестницей.

Первые две схемы с одной выкидной линией применяются на скважинах с низким суточным дебитом. Верхняя часть елки получила название буфера, в котором установлен манометр, показывающий давление на устье. На этот же верхний фланец крепится лубрикатор для спуска в скважину приспособлений, приборов, механизмов и оборудования.

 Устьевая арматура АУЭ

Для электрических насосов с погружным приводом применяется устьевая арматура АУЭ. На устье скважин со штанговыми насосами монтируется арматура АУШ.

В верхней ее части имеется сальниковый узел, обеспечивающий герметичность двигающейся колонны штанг.

Нагнетательная скважина

Внешне обвязка устья нагнетательной скважины схожа с фонтанной арматурой. Поэтому и фонтанная, и нагнетательная устьевая арматура рассматривается в одном стандарте ГОСТ 13846. Из-за обратного направления потока схем нагнетательных елок всего две:

  • тройниковая с одним фитингом;
  • крестовая с двумя рабочими каналами.

 Схемы нагнетательных елок

Две схемы трубной обвязки позволяют крепить внутри одну или две НКТ колонны.

 Схемы трубной обвязки

В отличие от фонтанной, нагнетательная арматура рассчитана на давление 14 – 35 МПа, то есть в четыре раза меньше.

Схемы обвязки

Поскольку обвязка устья зависит от особенностей технологического процесса, применяемого в конкретный момент времени на скважине, то и вид, комплектация ее может многократно изменяться. Например, при бурении герметичность устья обеспечивается блоком превентров. Затем вместо него для освоения монтируется фонтанная арматура. 

После откачки некоторого количества нефти характеристики пласта снижаются. Добыча продолжается насосным методом, для чего на устье монтируется соответствующая арматура. В процессе освоения выполняются работы планового текущего и капитального ремонта. Для их осуществления снова используется противовыбросовое оборудование.

Капитальный и текущий ремонт

Зависит схема обвязки устья скважин при КРС от характеристик флюида – давление, концентрация сероводорода и углекислоты. Без превенторных установок ремонтируются только скважины, в которых гарантированно невозможно ГНВП. Это низкий газовый фактор и давление пласта, завершающая стадия разработки истощенного месторождения.

В остальных случаях применяются типовые схемы из стандарта ГОСТ 13862:

  • 1 схема – газовые скважины, давление которых больше гидростатического, нефтяные с давлением на устье в закрытом положении от 10 МПа, фонтанные с дебитом от 100 тонн ежесуточно;

1 схема газовые скважины

  • 2 схема – задвижки прямоточные на боковых патрубках, один превентор, плашки трубного типа, длина аварийного сброса и манифольда от 30 м  от 100 м при газовом факторе нефтяных скважин до 200 м3/т и более, соответственно;

2 схема задвижки прямоточные на боковых патрубках

  • 3 схема – отводы длиной от 10 м, штуцерне камеры и задвижки прямоточные на боковых патрубках, аварийная планшайба без превентора;

Типовая схема 3 из ГОСТ 13862

  • 4 схема – для зарезки следующего ствола, применяется для всех категорий скважин, сбросовая линия 30 – 100 м для нефтяных, газовых скважин, соответственно, два регулируемых дросселя в манифольде, задвижки с гидравлическим управлением, нижний превентор с глухими, верхний с трубными плашками.

Типовая схема 4 из ГОСТ 13862

 

Перед началом работ комплекса КРС глушатся только те скважины, в которых возможно ГНВП, или давление выше гидростатического уровня.

Ловильные операции

По классификатору КРС извлечение вышедшего из строя оборудования из скважины относится к категории КР 3-1 – КР3-5. Для ловильных работ применяется следующий инструмент:

  • труборезка – нарезают резьбу снаружи или внутри;
  • кабельный ловитель – используются для извлечения кабелей;
  • канаторезка – узкопрофильное приспособление;
  • овершот – с цанговыми или спиральными зацепами;
  • печать – позволяет получить слепок оборванного инструмента;
  • штанголовка – обычно конструкции Богустовского.

 Схема обвязки устья скважин при ловильных работах

Изначально схема обвязки устья скважин при ловильных работах должна обеспечивать герметичность и защиту от проявлений.

Испытание скважины

В специальной инструкции РД 153-39.0-062-00 приводится упрощенная обвязка устья при испытании скважины:

Упрощенная обвязка устья при испытании скважины

Где цифрами обозначены следующие элементы устьевого оборудования:

  1. заглушка;
  2. головка устьевая;
  3. кран ВД;
  4. угольник шарнирного типа;
  5. камера штуцерная;
  6. кран ВД;
  7. вентиль;
  8. разъединитель;
  9. манометр;
  10. крестовик.

Для экстренного перекрытия верхнего крана 6 до начала испытания на площадке должна быть установлена лестница-стремянка.

При давлении на устье ниже этого же параметра опрессовки бурового шланга 15 МПа, может быть выбрана следующая схема обвязки:

 Схема обвязки при давлении на устье ниже параметров

Где цифрами обозначены:

  1. фильтр;
  2. пакер;
  3. труба бурильная;
  4. кондуктор;
  5. ротор;
  6. труба бурильная ведущая;
  7. вертлюг;
  8. шланг буровой;
  9. стояк;
  10. отвод стояка;
  11. БРС;
  12. кран запорный;
  13. задвижка;
  14. опора;
  15. шланг безнапорный гибкий;
  16. емкость для воды 1 куб;
  17. противовыбросовое устройство.

Испытания проводят специализированные организации, имеющие соответствующую лицензию, на комплексах ИПТ.

Свабирование

Для очистки призабойной зоны, снижения уровня жидкости и при выполнении методов ОПЗ используется технология свабирования. В скважину опускается ясс, ловитель, якорь, клапан, груз и сваб, на устье монтируется сальник, превентор, лубрикатор и обратный клапан. 

 Технология свабирования

Основными требованиями являются:

  • полнопроходная центральная задвижка;
  • номинальный диаметр лубрикатора больше аналогичного размера сваба;
  • внутренний диаметр выкидной линии, ствола от 65 мм;
  • обвязка приемной емкости нефтевоза только трубами, гибкие рукава запрещены категорически.

 Схема свабирования

При свабировании обвязка устья должна обеспечивать возможность глушения скважины, извлечение оборудования под давлением, отсутствие подсоса воздуха внутрь ствола.

Гидроразрыв

Для герметизации скважин при выполнении кислотной обработки, промывки, цементировании, гидравлическом разрыве пласта используется специальная обвязка устья 2АУ-700.

 Специальная обвязка устья 2АУ-700

В комплект входят цилиндрические пробки, проходные краны, предохранительные клапаны, разделители, манометры. Межтрубное пространство отсекается резиновой манжетой.

Цементирование

Для тампонажных работ создано специальное устьевое оборудование – цементировочная головка. Через нее в затрубное пространство подается раствор для изготовления пробок, крепления обсадных колонн.

 Цементировочная головка

Все остальное наземное оборудование собрано на шасси грузовых авто – блок манифольда, смеситель, цементировочный агрегат, осреднительная емкость и блок управления.

Возврат к списку