Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 [ 40 ] 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121

а. 2) Трубные головки. Допустимые рабочие давления для трубных головок по стандарту 6А АНИ составляют 6; 9; 14,0; 20,7; 34,5; 69,0 и 103,5 МПа. При выборе трубной головки по Фостеру следует учитывать критерии (Фрик, 1962 г.): 1) геометрия и допустимое рабочее давление нижнего фланца трубной головки должны быть идентичными параметрам фланца колонной головки, с которой трубная головка соединяется; 2) диаметр и устройство трубной головки должны позволять прохождение приборов и инструментов, диаметр которых равен внутреннему диаметру эксплуатационной колонны; 3) возможность посадки трубных подвесок при оборудовании скважин однорядными или многорядными подъемными трубами; 4) возможность установки задвижек, которые соответствуют номинальным давлениям трубной головки; 5) верхний фланец должен обеспечивать требуемую посадку фонтанной елки и иметь стопорные винты, которые гарантируют уплотнение трубной подвески даже в том случае, когда фонтанной елки нет на месте; б) допускаемое рабочее давление должно быть равно или больше, чем максимальное ожидаемое давление в закрытой скважине.

В настоящее время применяют несколько типов трубных подвесок. Одна из них подвеска круговая замкового типа (Нэшэнл Н-7) показана на рис. 2.3-17. Эта подвеска состоит из двух раскрывающихся половин, каждая из которых состоит из одной верхней и одной нижней стальной оправки с упругими уплотнительными полукольцами между ними. Если подвеска устанавливается в конусный вкладыш трубной головки и закрепляется на месте стопорными винтами (/ на рис. 2.3-18), верхняя оправка будет сжимать уплотняющий элемент. Это обеспечивает герметичность между насосно-компрессорными трубами и трубной головкой. Преимущество подвески такого типа состоит в том, что если скважина начнет фонтанировать во время спуска насосно-компрессорных труб, подвеску можно защелкнуть вокруг насосно-компрессорных труб и посадить в конусный вкладыш трубной головки. После этого жидкость может циркулировать через насосно-компрессорные трубы. При сравнительно низких давлениях подъемные трубы можно даже приподнимать через трубную подвеску на высоту, равную расстоянию между муфтами. После того как скважина «успокоится» и вся колонна насосно-компрессорных труб будет спущена в скважину, фонтанную елку присоединяют к резьбе верхней р 2 3-16 Уплотняющие грубы. В этом случае трубная подвеска выполня- кольца, соответствующие ет функцию превентера, не поддерживая на весу стандарту 6А АНИ насосно-компрессорные трубы.

Другая (более простая) подвеска изготовлена в виде сальника (Нэшэнл Н-6), который размещается в трубной головке (см. рис. 2.3-18). Эта подвеска более дешевая, чем первая круговая замкового типа. Однако, если скважина «переливает», то посадка трубной головки более сложна, так как оправку 2 можно установить только на разъединенные концы труб. Герметизация обеспечивается двумя кольцевыми уплотнениями или уплотнением из пластика между трубной головкой

и коническим вкладышем и уплотнением из пластика <3 между подвеской и подъемными трубами. Насосно-компрессорные трубы могут перемещаться под действием давления в подвеске только между высаженными концами труб. Данная трубная подвеска удерживается на месте стопорными винтами /.

Ниппельные подвески. Колонна насосно-компрессорных труб удерживается ниппелем, который соединен с верхней резьбой труб. Такая подвеска Н-1 фирмы Нэшэнл показана на рис. 2.3-19. Гер-

Рис. 2.3-17. Трубная подвеска типа Н-7 фирмы Нэшэнл

Рис. 2.3.-18. Трубная подвеска типа Н-6 фирмы Нэшэнл

метичность с вкладышем трубной головки обеспечивается двумя кольцевыми уплотнениями из пластика /. После посадки ниппельной подвески подъемные трубы не имеют возможности перемещаться. Если жидкость из скважины переливается во время спуска или подъема насосно-компрессорных труб, то на установку такой подвески необходимо затратить весьма продолжительное время, поэтому они применяются в «спокойных» скважинах.

Для скважин с высоким давлением применяется безопасная конструкция трубной головки фирмы Камерон. Эти трубные головки выполняют функции противовыбросового превентора во время заканчивания скважины и трубной головки при ее эксплуатации. По конструкции эти трубные головки представляют собой в основном превенторы разъемного типа, которые обеспечивают уплотнение насосно-компрессорных труб и удержание их за высаженный конец. После посадки колонны высаженный конец трубы заходит в фонтанную елку, где имеется другое надежное уплотнение, рассчитанное на высокое давление. Известны также другие типы подвесок для относительно низких давлений.

При избирательном раздельном заканчивании скважин, эксплуатирующих несколько пластов, предъявляются дополнительные требования к трубным подвескам: конический вкладыш трубной головки дол-

жен обеспечить подвеску как максимального числа запроектированных подъемных колонн, так и минимального их числа, если это необходимо. Ориентированное размещение подвесок должно быть обеспечено. Не обязательно «удалять» превентор до тех пор, пока подъемная колонна не будет спущена. Известно несколько типов таких подвесок. В подвеске с единым ниппелем, применяемым для нескольких колонн подъемных труб, последняя представлена цилиндрическим корпусом, в котором предусмотрены отверстия для подъемной колонны. Подъемные колонны спускают в скважину с помощью направляющих приспособлений. Такой тип подвесок самый простой и легко устанавливается, но они редко применяются. Такие подвески нельзя использовать в тех случаях, когда спускают трубы неодинакового диаметра и, кроме того, они имеют наружные выступы больших размеров, чем муфты (например, при установке газлифтных клапанов).

В многосегментной подвеске предусмотрены подвески для каждой подъемной колонны, выполненные в форме сегмент - цилиндр. Это позволяет спускать колонны подъемных труб, имеющие выступы, выходящие за линию соединений труб. На рис. 2.3-20 показана сдвоенная подвеска фирмы ОСТ с посадочным гнездом комбинированного типа. Левая подвеска ниппельного типа с кольцеобразными уплотнениями,, правая - с сальником. В правой подвеске предусмотрены упругие кольца. Размещение подъемных колонн хорошо видно на рис. 2.3-21. Ориентированная посадка подвесок и их фиксация в трубной головке обеспечиваются винтами 2.

Рис. 2.3-19. Трубная подвеска типа Н-1 фирмы Нэшэнл

Рис. 2.3-20. Сдвоенная трубная подвеска фирмы ОСТ

Доступ к затрубному пространству между эксплуатационной колонной и подъемными трубами обеспечивают боковые отверстия / на трубных головках. Современные типы оборудования обеспечиваются полностью открывающимися шиберными задвижками 3 или пробковыми кранами. Отверстия на трубных головках конструируются так, чтобы можно было заменять под давлением вышедшие из строя задвижки с помощью специальных инструментов. В боковых отверстиях нарезана резьба (для рабочих давлений до 14,0 МПа), предусмотрены шпильки (на давление не выше 20,7 МПа) и удлиненные фланцы (обычно для высоких давлений). На рис. 2.3-18 показано отверстие 4 с резьбой.