Оборудование теплотрассы, устья скважины и внутрискважинное оборудование

 

От водогрейных установок и парогенераторов к скважинам идет теплотрасса. При прокладке труб по поверхности они по­крываются тепловой изоляцией так, чтобы температура на по­верхности теплоизоляции была не больше 40ºС. Теплопровод должен иметь закрепления (якоря) на определенном расстоянии друг от друга и на каждом таком участке компенсатор удлине­ний, выполняемый в виде П-образного участка, в котором допу­стима некоторая деформация, сближение ножек. К ним подсое­динены участки трубопровода, удлиняющиеся при нагреве теп­лоносителем. Величина деформации определяется исходя из до­пустимых напряжений изгиба в П-образном участке.

При прокладке в траншее трубопровод также защищается теп­лоизоляцией, каналом из кирпичей или блоков и засыпается песком. Верхняя часть траншеи должна иметь изолятор, предох­раняющей теплопровод от влаги. Теплопровод должен иметь компенсаторы удлинений, которые устраиваются так же, как и у поверхностного трубопровода. П-образные участки труб разме­щаются в заглубленных свободных приямках на уровне прокладки самой теплотрассы.

У скважины теплопровод соединяется с оборудованием устья шарнирным соединением, позволяющим оборудованию устья перемещаться в вертикальном направлении (рис. 9.15). Вертикальное перемещение оборудова­ния устья обусловлено нагревом и удлинением обсадной колонны (ее свободной части) и НКТ при их заякоривании внизу. Шарнир­ное соединение позволяет компен­сировать перемещение до 4,5 м. Насосно-компрессорные и обсад­ные трубы на устье пропущены через сальники.

 

Рис. 9.15. Схема оборудования скважины при закачке пара в пласт:

1 — задвижка; 2 — тройник; 3 — шар­нирное соединение; 4 — устьевой саль­ник; 5 — манометр; 6 — крестовина; 7 — вентиль; 8 — буфер; 9 — колонный сальник; 10 — корпус колонной голов­ки; 11 — НКТ; 12 — колонна обсадных труб; 13 — кондуктор; 14 — телескопи­ческое устройство; 15 — якорь; 16— пакер; 17 — фланец

 

В нижней части рис. 9.15 по­казаны три варианта оборудова­ния забоя скважины (см. рис. 9.15, г—е). Первый вариант с установ­кой только пакера со шлипсовым захватом об обсадные трубы (см. рис. 9.15, г), второй — с таким же пакером и с якорем (см. рис. 9.15, д). В этих случаях удлинение НКТ вызывает верти­кальное перемещение на устье места подсоединения шарнира. Третий вариант, кроме того, имеет и компенсатор удлинений НКТ (см. рис. 9.15, е). В этом случае удлинение НКТ компенси­руется этим телескопическим устройством и на устье НКТ не перемещаются относительно обсадной колонны. Но сама обсад­ная колонна - может при нагреве подниматься. В результате на­добность в шарнирном соединении не отпадает. Компенсатор удлинений имеет между своими телескопическими трубами уп­лотнение из асбестовых колец, пропитанных графитом и тепло­стойкой резиной.

Арматура устья при обработке пласта паром выполняется с задвижками, у которых сальниковые уплотнения выполнены также из теплостойких колец. Колонная головка в этом случае (рис. 9.16) имеет сальниковое уплотнение 4, через которое про­ходит обсадная эксплуатационная колонна. Поджимать мягкое сальниковое уплотнение можно сверху грундбуксой 2, а снизу винтами 7, которые при их ввинчивании поднимают грундбук-су 6 и

нижнюю часть уплотнения. При зажиме нижней части уплотнения можно сменить его верхнюю часть. Рабочее давле­ние, на которое рассчитана колонная головка, составляет 4 МПа; температура в заколонном пространстве — до 150 ºС. Колонные головки выпускаются для эксплуатационных колонн диаметром 146 и 168 мм.

Для уменьшения охлаждения теплоносителя и нагрева обсад­ной колонны НКТ обычно спускаются в скважину с пакером. Затрубное пространство, таким образом, герметизируется, из него в процессе подачи теплоносителя испаряется жидкость, и за­полненное газом или воздухом пространство служит лучшим теплоизолятором. Предложе­ны и используются НКТ спе­циальной конструкции (так на­зываемые «термокейсы») с двойной металлической обо­лочкой и теплоизоляционным слоем между ними. Такие тру­бы снижают тепловые потери в 5,5 раза.

Рис. 9.16. Схема колонной головки:

1 — шпилька грундбуксы; 2 — верх­няя грундбукса; 3 — верхний корпус; 4 — сальниковая набивка; 5 — об­ратный клапан для подачи смазки или уплотняющего агента к сальнику; 6 — нижняя грундбукса; 7 — винт; 8 — втулка для зажима уплотнения пинта; 9 — обсадная колонна; 10 — нижний корпус; 11 —переводник, или обсадная колонна

 

Подобные конструкции термоизолированных труб выпуска­ют некоторые фирмы в Канаде, США и в России (ООО «ЛУ­КОЙЛ-КОМИ», г. Усинск, ОАО МЗ «Нефтетерммаш», г. Крас­нодар, ООО «Промысловое оборудование» г. Ижевск). Техни­ческие характеристики термоизолированных труб разных про­изводителей представлена в табл. 9.11.

Таблица 9.11

Термоизолированные трубы

Производитель	Поставщик	Типоразмер
«OTSI» - США	«AMERITEX» - США	Термокейс — 4 1/2" х 2 7/8"(114 ммх73 мм)
ДОАО «Нефтетерммаш» — г. Краснодар	ДОАО «Нефтетерммаш» — Краснодар	ТТ73/114-350ТМ
ООО СП «Аксельсон— Кубань», г. Краснодар	ООО СП «Аксельсон— Кубань», г. Краснодар	ТК114-73-350
ОАО «Удмуртнефть» — ООО «Промысловое оборудование»,г. Ижевск	ОАО «Удмуртнефть» — ООО «Промысловое оборудование». г. Ижевск	Термокейс — 3 1/2" х 2 ½ "
ЦБПО ООО «ЛУКОЙЛ-Коми»	ЦБПО	ТНКТ 114x73

 

Термоизолированные трубы предназначены для закачки в пласт пара с температурой 3500 С. Из представленных выше труб только в трубах ижевского производства используют в ка­честве термоизоляции теплоизоляционные материалы, осталь­ные трубы вакуумированые. Трубы имеют следующую конст­рукцию. Свариваются две трубы НКТ 73x5,5 и 114x7 и из внут­ренней полости откачивается воздух Подготовка труб: мойка, дробеструйная обработка, химическая пассивировка поверхнос­ти. На внутреннюю трубу (НКТ 73 х 5,5) наносится изоляция в пять слоев. Первый слой — 14мкм фольга, затем стекловолокно, а затем стеклоткань, которая закрепляется проволокой. Кроме того, на внутренней поверхности стекловолокна закрепляются таблетки для поглощения паров и газов, образующихся при сварке труб. Сварка производится при нагреве трубы до 350 °С. Про­парка перед сваркой проводится при температуре около 600 °С. Сварка после подготовки труб должна производиться не позднее 30 мин. Затем через клапан, установленный на наружной трубе, производится вакуумирование до 10⁴ Па. После определенной выдержки проверяется герметичность швов, клапан заваривают и производится испытание на теплопередачу. Внутри трубы на­греваются до Т = 350 "С, а на наружной поверхности температу­ра должна быть не более 55—90 °С (для разных производителей). Если наружная температура превышает установленную, то про­изводится повторное вакуумирование и испытание термокейса.

При подаче теплоносителя в скважину нагреваются колонны НКТ, обсадные колонны, цементные кольца и порода. При за­качке высокотемпературных теплоносителей происходит изме­нение свойств стали и деформация труб и других элементов ствола скважины (цементного кольца и породы). При закреплении труб цементом в свободной части колонн тепловая деформация эле­ментов ствола скважины приводит к повышению напряжений в этих элементах.

Нагрев стали труб приводит к изменению ее предела текуче­сти (рис. 9.17).

Как видно из рис. 9.17, при нагреве до 300 °С снижение преде­ла текучести значительно, особенно у наиболее прочных сталей.

Для изготовления труб нефтяного сортамента в МИНХиГП (РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина) на кафедре конструкци­онных материалов и коррозии под руководством Г. К. Шрейбера и Н.Н. Ефремова была предложена сталь марки 16ХГТА. Не­большое содержание легирующих элементов делает сталь дос­тупной для широкого потребления, и в то же время ее свойства наиболее полно удовлетворяют требованиям нефтяной промыш­ленности.

Если сравнить эту сталь со сталями, близкими по прочности (стали группы прочности Д и сталь марки 36Г2С), то снижение пределов прочности и текучести у такой стали значительно мень­ше. При увеличении температуры от 20 до 400 °С предел текуче­сти стали группы прочности Д и стали марки 36Г2С снижается примерно на 31%. Соответствующий предел у стали марки 16ХГТА снижается только на 7,3%.

Рис. 9.17. Изменение предела текучести при нагреве стали труб:

Группа прочности: 1 — М; 2 — Е; 3 — Д

 

При выборе труб и марок материала надо также учитывать возможность создания значительных предварительных напряже­ний в колонне, в частности, при закреплении труб цементом в растянутом состоянии. При этом материал и толщину стенок труб подбирают дифференцирование по высоте.

Предварительное натяжение колонны обсадных труб до их закрепления цементным раствором осуществляется для сниже­ния напряжений в них при нагреве. При нагреве труб, закреп­ленных цементом, они не могут удлиняться от нагрева и в их теле растут напряжения осевого сжатия. Эти напряжения, если не применять предварительное растяжение, могут достигать ве­личин, опасных для прочности труб. Предварительное растяже­ние труб создает в них напряжения растяжения. По мере нагре­ва этих растянутых труб, закрепленных в цементе, напряжения растяжения уменьшаются, доходят до нуля и лишь потом начи­нают расти напряжения осевого сжатия. Таким образом, конеч­ные напряжения сжатия можно довести почти до нуля.

Такая технология заканчивания скважин бурением была осу­ществлена в Советском Союзе впервые на Узеньском месторож дении по рекомендации МИНХиГП им. И.М. Губкина. Скважины предназначались для подачи в пласт теплоносителя. Мно­голетний опыт эксплуатации этих скважин показал рациональ-; ность подготовки скважин таким образом.

При неглубоких скважинах (несколько сот метров) иногда рационально применять прогрев обсадной колонны при ее це­ментировании. Этот предварительный нагрев удлиняет и рас­ширяет ее и снижает нагрузки в теле труб при эксплуатации скважины с подачей к пласту теплоносителя.

В пробуренных старых скважинах эти методы уже невозмож­ны. Здесь приходится применять теплоизолированные НКТ, другие методы теплоизоляции межтрубного пространства или ограничивать температуру теплоносителя.

Прочность и плотность обсадной колонны значительно зави­сят от качества резьбовых соединений труб. Периодическое теп­ловое воздействие на резьбовое соединение труб может осла­бить их затяжку, если предварительно не принять необходимых мер. Прежде всего необходимо тщательно закрепить резьбу с крутящим моментом, рекомендуемым, например, для газовых скважин. При свинчивании резьбовых соединений обсадных труб необходимо применять герметизирующие смазки. Для темпера­тур нагрева колонны до 140—150 °С рекомендуются смазки Р-2 и УС-1. При температурах нагрева 200—300 °С необходимо при­менять другие уплотнители резьб. В частности, можно использо­вать способ повышения герметичности резьбовых соединений, предложенный Т.Е. Еременко, Д.Ю. Мочернюком и А.В. Тищенко. Он заключается в заполнении впадин последних контактных витков внутренней резьбы слоем мягкого металла, постепенно уменьшающегося по толщине в направлении входной части резь­бового соединения. Этот слой металла создает радиальное и тор­цевое уплотнение витков резьбы. Мягкий металл наносится на трубной базе электрометаллизатором. Поверхность резьбы пред­варительно очищают, обезжиривают и подогревают до 400 "С.

Рекомендуется применять трубы с трапецеидальной резьбой, которая значительно увеличивает прочность соединения и при необходимости позволяет увеличивать предварительное натяже­ние колонн.

Существенный фактор, влияющий на выбор труб — возмож­ная коррозия металла. Увеличенная температура, закачка с па ром воздуха, подача к пласту горячей, часто агрессивной воды и напряженное состояние металла труб создают условия, интен­сифицирующие процесс коррозии. Защита обсадных труб от коррозии покрытиями еще недостаточно освоена, особенно слож­но защищать от нее места соединения труб — торцов и откры­той части резьбы. Пока фактор коррозии может учитываться подбором более стойких марок сталей труб, увеличением тол­щины стенки труб и внесением ингибиторов в подаваемый в скважину теплоноситель.

При повышении температуры закачиваемого теплоносителя необходимо тщательно выбирать цементные смеси для тампонажных работ, так как прочность, стойкость к воздействию воды и проницаемость обычных портланд цементов в этих условиях значительно снижаются. Высокопрочный портландцемент с со­противлением на изгиб 6,4—5,9 МПа снижает свою прочность до 4,1—3,7 МПа при температуре 130 "С. Поэтому для высоко­температурных скважин рекомендуются специальные цементно-песчаные смеси.