Оборудование для проточной головки скважины обычно состоит из трёх основных частей: головка обсадной колонны, головки труб и корпуса головки для добычи нефти или газа. Ранее обсадные головки редко использовались на нефтяных скважинах в Китае, поэтому оборудование для производственных головок, обычно используемое в полевых условиях, включало только головку труб и корпус головки скважины. В специальных районах, таких как морские и приграничные нефтяные месторождения, также требуется предохранительный клапан под скважиной для обеспечения безопасности нефтяных месторождений.
1. Головка корпуса и головка труб
Головка корпуса обычно состоит из корпуса с головкой и подвески для корпуса. Он устанавливается на самом низком конце оборудования головки скважины. Его функция — соединять и подвесить каждую колонну обсадной колонны, а также герметизировать кольцевое пространство между колоннами. Корпус может быть подвешен с помощью резьбовой или скользящей подвески. Структура обсадной головки для двух обсадных колонн показана на рисунке 1. Поверхностная обсадная часть соединена с головкой обсадной части через фланец, прикрученный к резьбе обсадного корпуса. Производственный обсадный корпус проходит через головку обсадной колонки и соединяется с внутренней резьбой головки обсадной колонны. Структура головки обсадной колонны, соединяющей три колонны, показана на рисунке 2. Поверхностный корпус соединён с нижней головкой корпуса резьбой. Промежуточный корпус устанавливается на нижней головке корпуса через скользящий подвес, также называемый подвесным подвесом. Серийный корпус соединён резьбой с подвеской, установленной на верхней головке обсадного корпуса. Верхняя и нижняя головки корпуса герметизированы кольцевой прокладкой и соединены болтами. Кольцевые промежутки между колоннами обсадной колонны герметизированы герметизаторами. Для удовлетворения потребностей различных типов нефтяных скважин обсадные головки могут также изготавливаться в четырёх- или пятиступенчатых конструкциях.
Головка трубы обычно состоит из корпуса головки трубы, также называемого крестом обсадной колонны или большим крестом, и подвесной трубы. Он соединён над головкой обсадной колонны. Её функция — подвесить колонну трубы в скважине и герметизировать кольцевое пространство между трубой и обсадной трубой. Подвески труб имеют две структурные формы: конические и цилиндрические. Внешний конус конической подвески трубы располагается на внутреннем конусе головки трубы. В глубоких скважинах, из-за большой нагрузки, подвес трубы и головка трубы может быть трудно разделить. Помимо однотрубных головок, существуют также двухтрубные и тройные головки.
Рисунок 1. Двухступенчатая головка корпуса
1. Нижний фланец поперечного креста корпуса; 2. стальное кольцо; 3. производственный корпус; 4. головка корпуса; 5. Поверхностная обсадная
Рисунок 2. Трёхступенчатая головка корпуса
1. Подвеска для трубок; 2. головка трубки; 3. трубки; 4. резьбовая подвеска; 5. верхняя головка корпуса; 6. серийный корпус; 7. промежуточный корпус; 8. уплотнительная прокладка; 9. ангар для обсад; 10. нижняя головка корпуса; 11. Поверхностная обсадная
2. Предохранительный клапан скважины
На оффшорных нефтяных объектах требуется предохранительный клапан в скважине для предотвращения разрыва трубопроводов над морским дном. На наземных производственных объектах необходимо предотвратить случайные повреждения устья скважины, включая военные повреждения. Он устанавливается ниже морского дна или более чем на десять метров ниже устья скважины. Предохранительный клапан состоит из узла клапана и системы управления. Узел предохранительного клапана создаётся путём установки шарикового клапана внутри трубного подводного клапана, а сквозное отверстие шарикового клапана совпадает с цилиндром трубы. Под давлением нефти в скважине этот шаровой кран остаётся закрытым. Над шаровым клапаном устанавливается управляющий цилиндр, а стальная или медная труба снаружи трубы соединяется с управляющим цилиндром. Эта труба выводится из креста у устья скважины и соединяется с системой управления. Система управления состоит из гидравлического насоса, гидравлических клапанов, мотора и связанных деталей. Когда давление масла из системы управления поступает в цилиндр предохранительного клапана, открывается предохранительный клапан под скважиной для производства. Если в управляющей линии нет давления, предохранительный клапан под скважиной закрывается сам по себе и выполняет функцию безопасности. Модельная спецификация предохранительного клапана в скважине, которая сейчас производится, — AF62/250. Его диаметр цилиндра — 62 мм, максимальное давление в рабочей среде — 250 кг/см², а требуемое давление при максимальном рабочем давлении — 360 кг/см². Общие размеры составляют 114 x 1770 мм, резьба соединения — 2 1/2 дюйма. внешнее смещение резьбы трубы, вес — 71 кг.
3. Оборудование для головок нефтяной добычи
1. Структура и типы оборудования для головок нефтяной добычи
Оборудование для добычи нефтяных скважин в основном используется для контроля добычи сырой нефти из текущих скважин. Он также может использоваться как оборудование для головок скважины для закачки воды. Во время работы под скважиной, за исключением разрыва пласта, другое оборудование на головках скважины не требует замены.
Оборудование для головки нефтяной скважины обычно состоит из нижней фланца, головки трубы, затвора обсадной колонны, главного затвора, поперечного или тройного клапана трубы, производственного затвора, заслонки, запорного клапана манометра и связанных деталей. Его контур показан на рисунке 3. На рисунке содержится
Шиберная задвижка
Шесть клапанов одной модели и спецификации. Им дают разные имена только в зависимости от их функций. На рисунке изображены два серийных затворных клапана и два затворных клапана. В реальном производстве также может использоваться по одному из каждого варианта. Количество и положение блоков Шиберная задвижка в этом типе оборудования для головок скважины могут быть свободно комбинированы в зависимости от условий эксплуатации. Расположение на рисунке называется типом двойного крыла. Если все Шиберная задвижка установлены с одной стороны, а манометр — с другой, образуется однокрылый тип. На каждом крыле также могут быть установлены два Шиберная задвижка блока. Большинство Шиберная задвижка агрегатов, используемых для оборудования головок нефтяной скважины, являются клиновыми Шиберная задвижка с подъёмным штангом. Структура клапана показана на рисунке 4. Корпус клапана обычно изготавливается из литой стали. Для единиц Шиберная задвижка высокого давления или Шиберная задвижка, требующих высокой устойчивости к сульфидам, кузов кован из легированной стали. Клиновидный затвор должен быть износостойким и коррозионным, поэтому на поверхность затвора наложен износостойкий сплав. Для гибкости и удобства открывания и закрытия на гайке привода клапанного штока устанавливаются два комплекта подшипников тяги. Шиберная задвижка может использовать соединение с фланцем или зажимом. Соединение, показанное на рисунке, относится к зажиму. Некоторые низконапорные устройства для добычи нефти также используют шаровые клапаны. Шаровой кран эквивалентен Пробковый кран и может открываться или закрываться при повороте на 90 градусов. Этот клапан не подходит для частой эксплуатации и не подходит для герметизации нефтяных скважин высокого давления, в противном случае требования к обработке очень высоки. Поэтому шариковые клапаны в настоящее время в основном используются на упрощённом оборудовании для добычи нефти 150 атмосфер.
Рисунок 3. Описание оборудования для головок нефтяной добычи
1. Клапан для очистки парафина; 2. малый крест; 3. Клапан производства (Production Gate Valve); 4. удушье; 5. главный клапан; 6. затворной клапан корпуса; 7. головка труб с конусом; 8. манометр; 9. запорный клапан манометра
Рисунок 4. Шиберная задвижка
1. Ручное колесо; 2. подшипник тяги; 3. стержень клапана; 4. ворота; 5. седло клапана
Ещё одним важным компонентом оборудования для головок нефтяной добычи является трубопроводная головка. У него четыре выхода, поэтому его также называют большим крестом. Он в основном используется для подвески труб, и каждый выход подключён к соответствующему компоненту. Её структура показана на рисунке 5. Поскольку внешняя поверхность подвески трубы коничеобразная, её называют головкой трубы с конусным сиденьем. Нижний конец соединяется с нижним фланцем на корпусе, а левый и правый выходы связаны с кольцом корпуса. Верхняя часть соединяется с главным клапаном и служит выходом для сырой нефти в скважине. Чтобы предотвратить подъём трубы из-за высокого внутреннего давления, на верхней части головки трубы устанавливаются фиксирующие винты. Корпус головки трубы обычно отливывается или ковается из легированной стали. Область подвески труб требует точной обработки, чтобы герметизировать пространство между трубой и обсадной трубой и полностью соприкасаться с конической поверхностью подвеса трубы, предотвращая заклинивание подвеса из-за тяжёлой трубки. Простые или низконапорные головки труб также могут быть изготовлены в качестве тройных конструкций путём уменьшения одного выхода обсадного кольца.
Рисунок 5. Головка трубок с конусным седлом
1. Щенок для тюбинга; 2. круглое герметичное кольцо; 3. защитный фильтр для резьбы; 4. подвеска для трубок; 5. красно-медное кольцо прокладки; 6. фиксирующий винт; 7. Большой крест
В оборудовании для головок нефтяной скважины компонентом, непосредственно контролирующим скорость добычи, является дроссель, также называемый держателем дроссельной фасоли. Он состоит из удушающей фасоли, корпуса и нагревательной куртки, как показано на рисунке 6. Чок-Бин — это выход сырой нефти из скважины. После термической обработки он изготавливается из высокоуглеродистой легированной стали с диаметром отверстия от 2 до 20 мм. Он должен быть износостойким и удобным для замены. Нагревательная оболочка используется для нагрева Choke Bean, чтобы сырая нефть не затвердевала и не блокировала Choke Bean в холодных местах. Горячая вода или пар пропускают через нагревательную оболочку для нагрева.
Рисунок 6. Душающая фасоль
1. Удушающая фасоль; 2. удушающее тело; 3. Нагревательная куртка
2. Общие спецификации оборудования для головок нефтяных скважин
В настоящее время в Китае существует только один стандартизированный тип оборудования для добычи скважин — модель KY250/65. Его характеристики характеристик следующие:
(1) Номинальный диаметр цилиндра: 65 мм
(2) Рабочая среда: сырая нефть, чистая вода и некоррозионная жидкость
(3) Рабочее давление: 250 кг/см²
(4) Испытательное давление на прочность: 500 кг/см²
(5) Давление на уплотнение: 250 кг/см²
(6) Максимальный диаметр перекрёстного диаметра: 157 мм
(7) Тип соединения: зажимное соединение.
(8) Общие размеры (Д x Ш x В): 1405 x 580 x 1440 мм
(9) Вес: 550 кг
Все уплотнения между компонентами в полной головке нефтяной скважины используют низкоуглеродные стальные прокладочные кольца. Головка нефтяной скважины KY250/65 использует два типа прокладочных колец, размеры которых выражаются как D x d x H. Кольцо прокладки типа B14 — 100,5+0,15 x 77,1+0,10 x 15-0,10 мм; Кольцо прокладки типа B27 имеет размеры 222,1+0,30 x 200,1+0,13 x 15-0,10 мм. Четыре стороны кольца прокладки засечени под углом 23 градуса +/- 30 минут.
Помимо оборудования для добычи нефти KY250/65, некоторые нефтяные месторождения также производят определённые типы собственных нефтяных месторождений. Чаще используется тип Qing-150. Рабочее давление составляет 150 кг/см², а затворные клапаны — шаровые клапаны. Сверху установлен клапан для очистки парафина. Такое оборудование для добычи нефти простое по конструкции и весит весом 152 кг, иногда называется миниатюрной головкой нефтяной нефти.
4. Оборудование для газодобычи скважин
1. Структура оборудования для газодобычи скважин
Структура оборудования для газодобычи скважин в основном схожа с оборудованием для головок нефтяной добычи. Однако, поскольку физические свойства газа и нефти различаются, существуют определённые структурные различия. Газовые скважины обычно обладают следующими характеристиками: (1) при одинаковом давлении в головке пласта давление на головке газовой скважины выше, чем у нефтяной скважины, поскольку удельная масса нефти выше, чем у газа в сжиженном состоянии. Требуемое условие для выхода нефти из головки скважины — давление пласта выше гидростатического давления нефтяного столба, тогда как давление «жидкой» колонки газа ниже, чем у нефти. Таким образом, при одинаковом давлении пласта нефть и газ показывают разные давления в головке скважин. (2) Скважины природного газа часто содержат сероводород, который является крайне коррозионным и токсичным газом. (3) Газовая герметизация гораздо сложнее, чем жидкая герметизация. (4) Природный газ, углеводородный газ, является горючей и взрывоопасной, и при неправильном обращении с ним могут возникнуть несчастные случаи. (5) Износ оборудования на головке скважины значительный, когда газ проходит через неё, поскольку добыча природного газа часто переносит песок, воду и другие примеси, а разница давлений относительно велика. Масло также может содержать песок и воду, но обладает определённым смазочным свойством и способно предотвращать механический абразивный износ. Из-за этих характеристик структурные различия между оборудованием для газодобычи скважины и оборудованием для добычи нефти таковы: (1) все компоненты используют фланцевые соединения. (2) Затворные клапаны обсадной и главные клапаны расположены парами; Одна — для обслуживания, другая — в режиме ожидания. (3) Удушающая часть использует
Игольчатый клапан
вместо фиксированного отверстия Choke Bean, что облегчает возможность регулировать темпы производства в любой момент. (4) Все компоненты должны обладать сопротивлением к сульфидам водорода.
Внутренние структуры компонентов в оборудовании головок газодобычи схожи с теми, что в нефтедобывающем оборудовании. Внешняя структура показана на рисунке 7. Шиберная задвижка головки газодобычи немного отличается от головки нефтяной скважины. Герметизация клапанного штока заменена с круглого уплотнения на U-образную уплотнительную конструкцию, а соединение изменяется на фланцевое соединение. Игольчатый клапан с пометкой 6 на рисунке 7 не используется в оборудовании головок нефтяной добычи. Поворот регулирующего ручного колеса изменяет площадь потока, что позволяет удобно контролировать скорость производства. Детальная структура показана на рисунке 8.
Рисунок 7. Внешняя структура оборудования для головок газодобычи скважины
1. Манометр; 2. запорный клапан манометра; 3. испытательный клапан; 4. малый крест; 5. производственный клапан; 6. игольчатый клапан; 7. головка трубки; 8. Корпусный клапан
Рисунок 8. Игольчатый клапан
Выбор материалов и процесс производства оборудования для головок скважин для добычи газа обладают особыми особенностями. Во время использования нефтяных месторождений необходимо уделять особое внимание при замене деталей и проведении ремонта, а также соблюдать первоначальные требования к оборудованию головки для добычи газа. Эти характеристики и требования включают: (1) все клапанные стержни компонентов клапанов изготовлены из нержавеющей стали с высоким содержанием хрома, стали класса 318, а поверхности затворов наложены сваркой износостойкого сплава. (2) Все мягкие уплотнения используют фторрезину, а самоуплотняющая упаковка — композитную упаковку из фторрезины и PTFE. (3) Ремонт сварки не допускается на любом корпусе из литой стали, а твердость всей конструкционной стали при термической обработке должна строго контролироваться примерно на уровне HRC 22.
2. Новое оборудование для газодобычи скважин
В соответствии с особенностями районов добычи природного газа, где давление под скважиной относительно высоко, а объёмы добычи относительно высоки, несколько новых типов оборудования для газодобычи были успешно испытаны, изготовлены в Китае. Их модели — KQ-400, KQ-700 и KQ-1000. Основные отличия между ними и обычным оборудованием для газодобычи скважин таковы:
(1) Вместо клиновидного Шиберная задвижка используется Шиберная задвижка. Основные преимущества Шиберная задвижка — хорошая герметизация и самоуплотняющееся действие в закрытом состоянии. Чем выше давление в рабочей среде, тем выше герметичное давление. Принцип самоуплотнения заключается в том, что и седло клапана, и затвор плавают. Структурная схема показана на рисунке 9. Поскольку этот принцип самоуплотнения полностью отличается от принципа клиновидного затвора, срок службы длится дольше. Крутящий момент при открытии и закрытии также значительно меньше, чем у клиновидного затвора.
Рисунок 9. Шиберная задвижка структурная схема
1. Орех-стебль; 2. стержень клапана; 3. ворота; 4. седло клапана; 5. волновая пружина; 6. балансирующий ножок; 7. упаковка; 8. нижняя капота; 9. корпус клапана; 10. верхний капот; 11. Ручное колесо
(2) Добавляется гидравлическое автоматическое устройство, чтобы при возникновении неисправности в выходном трубопроводе площадки нефтяной или газовой скважины оборудование головки скважины могло автоматически закрыться. Он в основном состоит из предохранительного клапана на головке скважины и гидравлической консоли управления. Схема установки показана на рисунке 10.
Рисунок 10. Схема установки устройства автоматического управления
Отличие предохранительного клапана головки скважины от других Шиберная задвижка в том, что он добавляет гидравлический механизм для толкания параллельного затвора. Им можно управлять вручную или гидравлически. Газ под давлением подаётся из трубопровода в пневматический затворной клапан, эквивалентный датчику. При аномальном давлении в трубопроводе предохранительный клапан может автоматически закрываться. Он устанавливается на позиции второго главного клапана, заменяя один часто используемый главный клапан, который можно управлять только вручную.
Гидравлическая консоль оснащена гидравлическим насосом, аккумулятором, различными клапанами, манометрами и соответствующими деталями. Принцип работы гидравлической системы в консоли показан на рисунке 11. В этой системе четыре клапана в основном управляют открытием и закрытием предохранительного клапана головки скважины: пилотный клапан типа U, обходной клапан, закрывающий клапан и управляющий клапан. Эти четыре клапана соединены вдоль маршрутов, показанных на рисунке 12. После установки этого устройства предохранительный клапан головки скважины можно открывать и закрывать не только поворачивая рукоятку прямо у головки скважины, но и гидравлическим способом. В то же время, когда давление в газопроводе слишком высокое или слишком низкое, система автоматически закрывает предохранительный клапан на головке скважины. Положения четырёх клапанов при различных условиях работы показаны на рисунке 12. На рисунке 12(a) предохранительный клапан головки скважины находится в автоматическом закрытом состоянии, а пилотный клапан U-образного типа — в состоянии слива масла, поскольку давление в газопроводе выше обычного. Рабочая ручка обходного клапана находится в положении автоматического закрытия. Хотя давление в гидравлическом порте этого клапана нет, его положение всё равно соответствует тому, что показано на рисунке. Это положение оставляет гидравлический порт клапана закрытия без давления, и клапан закрывающего механизма перемещается в указанное положение с помощью пружины. В этот момент гидравлический порт клапана имеет давление, перемещая ручку клапана в положение «закрытие». Таким образом, клапан безопасности на головке скважины закрыт. Когда все клапаны находятся в состоянии, показанном на рисунке 12(a), клапан управления не может быть использован для открытия предохранительного клапана головки скважины, поскольку в гидравлическом управляющем отверстии есть давление, и ручка не может быть сдвинута. Когда газопровод возвращается в норму, пилотный клапан U-образного типа переходит в нормальное положение. В настоящее время предохранительный клапан головки скважины остаётся закрытым, как показано на рисунке 12(b). Чтобы открыть предохранительный клапан головки скважины, переведите ручку управляющего клапана в сторону «открытия». Рисунки 12(c) и 12(d) показывают положение клапанов, когда газопровод ненормальн или когда работы по ремонту требуют открытия или закрытия предохранительного клапана головки скважины. В этом случае переведите ручку обходного клапана в ручное положение для открытия и закрытия, а затем управляющий клапан для закрытия или открытия предохранительного клапана головки скважины.
Рисунок 11. Схема гидравлической системы
Рисунок 12. Схема положения рабочих клапанов
(3) Добавляются инструменты для замены главного и обсадного клапанов; Их иногда называют сервисными инструментами. На обычном оборудовании для газодобычи скважины замена главного затворного клапана и обсадного клапана требует отключения скважины. Особенность конструкции нового оборудования для головок скважины заключается в том, что Шиберная задвижка блоки можно снимать и устанавливать без отказа скважины. Когда нужно снять или установить клапан, специальный инструмент вкручивает специальную вилку в резьбу, обработанную на каждом из четырёх выходов большого креста, блокируя выход для удаления или установки клапана. Наконец, специальный инструмент используется для снятия пробки, и головка скважины возвращается в производство.
3. Основные аксессуары оборудования для газодобычи скважин
Основным компонентом оборудования для головок скважин для добычи нефти и газа является Шиберная задвижка, который представляет собой подвижный герметизирующий компонент. Чаще всего заменяются седло клапана, затвор, шток клапана и различные резиновые элементы.
5. Серия и технические характеристики оборудования для головок скважин
(1) Код:
В модели KQ350 K — это код для продукции оборудования для головок скважин. Q означает добычу газа, от китайского инициала для «gas». 350 означает, что максимальное рабочее давление составляет 350 атмосфер.
(2) Рейтинг давления
Первоначальные номиналы давления, произведённые в Китае, составляли 150, 250, 350 и 600 кг/см². Для соответствия спецификациям API будут приняты новые стандарты давления: 140, 210, 350, 700 и 1050 кг/см².
(3) Размеры соединения и тип соединения
Оборудование для головок нефтяной скважины обычно использует зажимное соединение. Оборудование для газодобывающей головки оснащено фланцевым соединением. Размеры соединения фланцев соответствуют соответствующим параметрам, предложенным в спецификациях API.
(4) Технические характеристики оборудования для головок скважины
Оборудование для добычи нефтяных скважин, ранее производившееся в Китае, использовало старые модели. С 1980 года оборудование для головок скважины постепенно приближается к спецификациям API. Продукты, перечисленные в Таблице 1, расположены в соответствии с номиналами давления нового стандарта. Исходные показатели давления продукта приведены в скобках. В таблице Шиберная задвижка канал относится к вертикальному каналу; боковой канал может быть выбран в зависимости от потребностей.
Таблица 1. Технические характеристики оборудования головки скважины
| Нет. | Технические характеристики | Модель оборудования для головок скважины | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| KY-140(150) | KY-210(250) | KQ-210(250) | KQ-350 | KQ-700(600) | KQ-1050(1000) | ||
| 1 | Рабочее давление | 140(150) | 210(250) | 210(250) | 350 | 700(600) | 1050(1000) |
| 2 | Давление уплотнения | 140(150) | 210(250) | 210(250) | 350 | 700(600) | 1050(1000) |
| 3 | Давление на испытание на силу | 280(300) | 420(500) | 420(500) | 350 | 700(600) | 1050(1000) |
| 4 | Клапанный клапан, мм | 65, 78 | 65, 78 | 52, 65, 78, 113 | 52, 65, 78, 113 | 52, 65, 78, 113 | 52, 65, 78, 113 |
| 5 | Тип затворной клапан | Шар, клин | Клиновидный тип | Клиновидная параллельная пластина | Клиновидная параллельная пластина | Клиновидная параллельная пластина | Клиновидная параллельная пластина |
| 6 | Тип соединения | Тип зажима | Тип зажима | Тип фланца | Тип фланца | Тип фланца | Тип фланца |
| 7 | Применяемый носитель | Масло, вода | Масло, вода | Кислый газ, масло, вода | Кислый газ, масло, вода | Кислый газ, масло, вода | Кислый газ, масло, вода |
Поскольку корпусные головки в прошлом редко использовались в Китае и почти не было отечественного производства, они не указаны в технических характеристиках. Однако это не влияет на соответствующих производителей, выпускающих обсадные головки различных типов и спецификаций для удовлетворения потребностей более глубоких нефтяных и газовых скважин.
