Обладнання свердловин

Для експлуатації фонтанних та газліфтних нафтових і газових свердловин використовують наземне і свердловинне обладнання, що забезпечує відбір продукції у встановленому режимі, проведення необхідних технологічних операцій і гарантує захист від виникнення відкритих фонтанів та забруднення навколишнього середовища. Основні елементи обладнання таких свердловин насосно-компресорні труби і фонтанна арматура.

 

а – у газліфтній свердловині; б – у насосній свердловині

 

Рис. 17.3. Криві зміни тиску з глибиною

 

Насосно-компресорні труби (НКТ) використовують сталеві безшовні різних груп міцності з умовними діаметрами від 27 до 114 мм і товщинами стінок від 3 до 8 мм. НКТ бувають гладкі та з висадженими назовні кінцями виконань А і Б. Труби виконання А виготовляють довжиною 10 м, а виконання Б – 5,5 – 8.5 і 8,5 – 10 м. Гладкі труби випускають з муфтовим з’єднанням у звичайному виконанні і високогерметичні, а труби з висадженими кінцями – з муфтовим і безмуфтовим з’єднанням.

Фонтанна арматура призначена для герметизації гирла свердловини, контролю режиму її експлуатації і проведення різних технологічних операцій. Вона розрахована на робочий тиск 7, 14, 21, 35, 70 і 105 МПа. Якщо тиск менший 21 МПа, то як запірні пристрої застосовують прохідні пробкові крани, при більш високому тиску – прямоточні засувки з ручним, пневматичним дистанційним і автоматичним управлінням.

На рис. 17.4 показана арматура хрестового типу. Вона складається з трубної головки і фонтанної ялинки (набору трійників, хрестовин, перехідників, запірних і регулюючих пристроїв).

Трубна головка служить для підвішування одного або двох рядів НКТ за допомогою перехідника або муфти, їх герметизації та виконання технологічних операцій при освоєнні, експлуатації і ремонті свердловини, а фонтанна ялинка – для направлення продукції свердловини у викидну лінію, регулювання режиму експлуатації, установки лубрикатора, заміру тиску і температури потоку. Якщо свердловини обладнані дворядним ліфтом, фонтанні труби 2 підвішують за допомогою трійника 3, а труби меншого діаметру 4 за допомогою перехідника 5. При однорядній конструкції підйомника трійник 3 не встановлюють і ряд труб 4 підвішують до перехідника 5, який безпосередньо з’єднується з хрестовиною 1. Продукція свердловини, пройшовши центральну засувку 6, надходить у викидні лінії 8, на яких установлені регулюючі пристрої 9 – швидкознімні або регульовані дроселі, призначені для зміни режиму експлуатації свердловини. На рис. 17.4 як регулюючий пристрій показаний штуцер втулкового типу. Для зручності робіт по зміні штуцерів як правило використовують дві викидні лінії 8, що працюють по черзі. Тиск на гирлі і в затрубному просторі вимірюють манометрами 11. Для спуску у свердловину глибинних манометрів та інших приладів замість буфера 10 ставлять лубрикатор.

У піскопроявних свердловинах використовують фонтанну арматуру трійникового типу. На центральну засувку 6 замість хрестовини 7 встановлюють трійник (на малюнку не показаний) з запасною викидною лінією, потім проміжну засувку і трійник з робочою викидною лінією.

1 –хрестовина; 2, 4 – фонтанні труби;

3 – трійник; 5 – перехідник; 6 – центральна засувка; 7 –хрестовина; 8 –викидні лінії;

9 –регулюючі пристрої; 10 –буфер; 11 –манометр; 12 –бічний відвід

 

Рис. 17.4. Схема хрестової фонтанної арматури

 

У газліфтних свердловинах запасна викидна лінія не передбачена. При кільцевій подачі газу та одноколонній конструкції підйомника газ надходить через бічний відвід 12, при двохрядному ліфті через відвід трійника 3.

Умовний діаметр прохідного перетину стовбурової частини арматури коливається в межах 50 –150 мм, бічних відведень 50 – 100 мм. Високодебітні свердловини оснащують арматурою більшого прохідного перетину. У газових свердловинах на гирлі монтують термометри, регулятори дебіту і тиску, автоматичні клапани, що закривають свердловину при аварійному стані викидної лінії.