Оборудование устья скважины

Оборудование устья скважины при проведении работ с использованием колонны гибких труб содержит (рис. 2.8) эксплуатационную арматуру, используемую на данной скважине. Это может быть фонтанная арматура, эксплуатационная арматура установки электроцентробежного насоса, арматура нагнетательной скважины, штанговая скважинная установка с эксцентричной шайбой.

В первых трех случаях на фланце верхней стволовой задвижки монтируют четырехсекционный превентор, входящий в состав комплекса оборудования для проведения подземного ремонта. В рассматриваемых комплексах оборудования используют плашечные превенторы с механическим или гидравлическим приводом. При этом конструкции исполнительной части превенторов – корпуса и плашки – практически идентичны.

Предпочтительнее применять превенторы с гидравлическим приводом, поскольку ручное управление штурвалами бывает затруднено при высокой эксплуатационной устьевой арматуре. Нередки случаи, когда верхний фланец последней для нефтяной скважины находится на высоте 1,5 – 2 м, а газовой – на высоте 3 – 4 м.

На верхнем фланце превентора монтируют герметизатор. Он служит для обеспечения герметичности полости колонны насосно-компрессорных или эксплуатационных труб при работе с КГТ в штатной ситуации.

Обычно герметизатор колонны гибких труб содержит уплотнительный элемент, через который пропущена гибкая труба. Степень обжатия ее уплотнительным элементом определяется давлением рабочей жидкости гидропривода, подаваемой в его цилиндр. В процессе работы в зависимости от положения штока цилиндра гидропривода уплотнительный элемент может обеспечивать или гарантированный зазор, или плотное прижатие к поверхности гибкой трубы. В некоторых конструкциях в результате силы трения, возникающей на поверхности контакта трубы с уплотнительным элементом, труба может удерживаться на весу.

Над герметизатором устанавливают устройство- транспортер, обеспечивающее принудительное перемещение колонны гибких труб вверх или вниз.

В агрегатах для работы с колонной гибких труб реализуют обычно два направления оформления узлов крепления транспортера в рабочем положении.

Рис. 2.7. Компоновка агрегата на полуприцепе в рабочем положении на скважине: 1 – автомобиль-буксировщик; 2 – кабина оператора; 3 – барабан с КГТ; 4 – укладчик КГТ; 5 – колонна гибких труб; 6 – направляющая дуга;7 – транспортер; 8 – герметизатор устья; 9 – превентор; 10 – опора транспортера; 11 – оборудование устья скважины; 12 – устье скважины; 13– насосная установка; 14 – рама агрегата

Рис. 2.8. Схема оборудования устья скважины и основных узлов агрегата при выполнении работ с гибкой трубой:

1 – укладчик трубы; 2 – колонна гибких труб; 3 – направляющая дуга; 4 – задвижка; 5 – транспортер; 6 – вертлюг; 7 – барабан с КГТ; 8 – герметизаторустья; секции превентора: 9 – перекрывающая все поперечное сечение, 10 – с перерезывающими плашками, 11 – с удерживающими плашками, 12 – герметизирующая КГТ; отвод жидкости: 13 – из полости НКТ, 14 – из кольцевого пространства между НКТ и эксплуатационной колонной

Колонна гибких труб

Для изготовления колонны гибких труб в качестве заготовки используется рулонная стальная лента максимально возможной длины. Для увеличения общей длины заготовки отдельные ленты соединяются встык и свариваются. Полученную таким образом длинную стальную ленту пропускают через гибочный стан, где из нее формируется труба.

При нормальной эксплуатации колонны гибких труб долговечность трубы определяется количеством циклов спуско-подъема до потери герметичности. Режим нагружения и ресурс гибких труб зависят от:

- диаметра катушки (барабана);

- наружного диаметра и толщины стенки трубы;

- величины внутритрубного давления технологической жидкости;

- глубины спуска колонны гибких труб;

- кривизны скважины;