Главная страница » Какой основной принцип фонтанной эксплуатации скважины

Какой основной принцип фонтанной эксплуатации скважины

  • автор:

Какой основной принцип фонтанной эксплуатации скважины

Фонд скважин на месторождении Тенгиз

На дату анализа на месторождении Тенгиз пробурено 106 скважин. При этом эксплуатационный фонд составляет 61 скважину, из них дающих продукцию 44 скважин. Введенные в эксплуатацию добывающие скважины расположены, в основном, в центральной части месторождения с наибольшей нефтенасыщенной толщиной пласта (более 1000 м), поэтому являются наиболее производительными. Давление на устье нефтедобывающих скважин находится в диапазоне 10-50 МПа. Ввод добывающих скважин в эксплуатацию существенно отстает от запроектированного количества.

Анализ изменения фонда скважин, дающих продукцию, выявил рост фонда с 1991 г. до 1992 г., снижение фонда в 1993, 1994 гг., стабилизацию фонда скважин в 1995 г. и рост в 1996 и 1997 годах.

Отработанное время на действующую скважину также практически постоянно возрастало, кроме 1993 г. Средний дебит действующих скважин по нефти колеблется от 350.60 до 602.22 т/сут. Самое низкое значение по промыслу отмечено в 1993 г., затем наблюдался ежегодный рост среднего дебита действующих скважин по нефти. В 2002 году происходит интенсивное разбуривание месторождения.

Основными характеристиками работы фонда добывающих скважин являются коэффициент использования и коэффициент эксплуатации. Первый представляет собой отношение действующего фонда скважин к эксплуатационному, второй — отношение фактически отработанного времени к календарному времени.

Коэффициент использования изменялся от 0,512 (1991 г.) до 0.809 (1997 г.) в среднем за все время разработки составил — 0,639. На сегодняшний день его величина составляет 0,721.

Коэффициент эксплуатации колебался от 0,645 (1993 г.) до 0,913 (1997 г.) и в среднем за анализируемый период составил 0,802. Достаточно низкие средние значения коэффициентов использования и эксплуатации действующего фонда скважин во многом обусловлены целенаправленным отключением действующих скважин, что связано с технологическим режимом работы нефтеперерабатывающего завода и его возможностями по переработке нефти.

В наши дни фактически сложившаяся сетка скважин имеет плотность 1414 м х1414 м. Местами сетка скважин уплотнена до 707 м и даже 500 м между скважинами.

Средний текущий дебит нефти одной добывающей скважины, составляет 500-600 т/сут.

Выбор способа эксплуатации скважин

Фонтанирование скважин на месторождении Тенгиз обусловлено большим запасом пластовой энергии и достаточно большими давлениями на забое, чтобы преодолеть гидростатическое давление столба жидкости в скважине, противодавление на устье и давление, расходуемое на трение, связанное с движением этой жидкости.

Фонтанирование возможно лишь в том случае, если энергия, приносимая на забой жидкостью, равна или больше энергии, необходимой для подъема этой жидкости на поверхность при условии, что фонтанный подъемник работает на оптимальном режиме, то есть на режиме максимального к.п.д.

Дебиты фонтанных скважин изменяются в широких пределах как по количеству жидкости, так и по количеству попутного газа. На месторождении Тенгиз на 01.04.02, зафиксирован максимальный дебит у скважины Т-102, он составляет 2200 т/сут. Минимальный дебит на скважине Т-107 — 60 т/сут.

Дебит фонтанной скважины определяется совместной работой пласта и фонтанного подъемника. Причем, законы, управляющие процессом движения газожидкостной смеси в фонтанных трубах, одни, а законы, управляющие работой пласта, — другие. Совершенно очевидно, что увеличение давления на забое Рз снижает приток жидкости из пласта. С другой стороны то же увеличение Рз увеличивает подачу фонтанного подъемника. Поэтому если пропускная способность фонтанного подъемника меньше притока, избыточная жидкость будет накапливаться в скважине. В результате Рз будет расти. Это повлечет за собой увеличение подачи подъемника, с одной стороны, и снижение притока — с другой. Установившаяся работа этой системы пласт — скважина наступает тогда, когда приток сравняется с отбором. Для выбора оптимальных режимов совместной работы пласта и фонтанного подъемника на месторождении были рассчитаны давления на забое, определяющие такой приток жидкости, который фонтанные трубы будут в состоянии пропустить при данной глубине скважины, противодавлении на устье и диаметре труб.

Для обеспечения фонтанирования все скважины оборудуются фонтанными трубами (НКТ), которые спускаются в скважину обычно до забоя и с помощью которых осваиваются фонтанные скважины и вызывают приток в них. При наличии в скважине труб возможны различные промывки, воздействие на забой (соляно-кислотные обработки, гидроразрыв пласта), замена одной жидкости другой, продавка скважины газом, задавка скважины путем закачки тяжелой жидкости и другие операции, необходимость в которых возникает на разных этапах эксплуатации данной скважины и месторождения в целом. Диаметр НКТ принимается почти всегда без расчета, но вопрос о пропускной способности НКТ или подаче фонтанного подъемника при тех или иных условиях на забое и на устье скважины остается интересным и требует своего ответа.

Для обоснования способа эксплуатации, определения оптимального режима работы скважин, а также выбора необходимого устьевого и внутрискважинного оборудования на месторождении Тенгиз проведены расчеты по известным формулам трубной гидравлики, с учетом условий проекта опытно-промышленной эксплуатации, физико-химических свойств флюида и геолого-технологических показателей.

Оборудование при фонтанной эксплуатации

Устьевое оборудование

На месторождении Тенгиз должна быть применена фонтанная арматура крестового типа, рассчитанная на рабочее давление 70 МПа с двумя центральными запорными устройствами на стволе елки и двумя задвижками на каждом боковом отводе крестовика трубной головки. Диаметр проходного сечения ствола елки — 50 мм.

Для герметизации устья скважины и осуществления контроля за давлением и пластовым флюидом с поверхности земли, защиты персонала и окружающей среды;

Для производства работ по освоению и пуску в эксплуатацию фонтанной скважины;

Для направления потока продукции скважины в выкидную линию;

Для регулирования режима работы скважины с помощью штуцерных устройств;

Для замера межколонных, затрубных и буферных давлений и температур;

Для производства канатных операций;

Для глушения скважины в случае осложнений.

Основные элементы фонтанной арматуры:

Трубная головка предназначена для подвески НКТ и герметизации затрубного пространства. На ее верхний фланец устанавливается сама арматура.

Нижняя коренная задвижка предназначена для отсечения потока скважинного флюида. Является резервной по отношению к верхней коренной задвижке. Нормальное состояние — открытое. Используется только в аварийных ситуациях.

Верхняя коренная задвижка с пневмоприводом является рабочей задвижкой для закрытия или открытия потока скважинного флюида.

Крестовина предназначена для подсоединения боковых струн фонтанной арматуры и буферной задвижки.

Буферная задвижка предназначена для контроля буферного давления.

Колпак буферной задвижки предназначен для подсоединения манометра, для контроля буферного давления, когда его снимают, то обеспечивается прямой доступ к НКТ и ВСО. Доступ к НКТ необходим при проведении канатных операций и спуске труб под давлением.

Правая механическая задвижка предназначена для отсечения потока скважинного флюида. Является резервной по отношению к правой боковой задвижке с пневмоприводом. Нормальное состояние — открытое.

Правая боковая задвижка с пневмоприводом является рабочей задвижкой для закрытия или открытия потока скважинного флюида при работе по правой струне.

Тройник линии глушения НКТ предназначен для подсоединения линии НКТ. Буровой раствор можно закачать для оглушения скважины в случае аварийной ситуации или других непредвиденных обстоятельствах.

Регулируемый штуцер предназначен для регулирования производительности скважины. Является резервным по отношению к постоянному штуцеру. Используется только при замене постоянного штуцера.

Левая механическая задвижка предназначена для отсечения потока скважинного флюида. Является резервной по отношению к левой боковой задвижке с пневмоприводом. Нормальное состояние — открытое.

Левая боковая задвижка с пневмоприводом является рабочей задвижкой для закрытия или открытия потока скважинного флюида при работе по левой струне.

Инструментальный фланец предназначен для монтажа на нем приборов КИПиА (то есть манометров, температурных датчиков и т.д.).

Постоянный штуцер предназначен для регулирования производительности скважины путем установки штуцера постоянного сечения.

Задвижка линии глушения НКТ предназначена для закачки жидкости глушения НКТ.

Устьевое оборудование (10000 API) оснащено двумя системами защиты: панель RTU (терминал дистанционного управления) и щит управления фирмы Камерон. Эти установки предусматривают: установку производственного дроссельного клапана, закрытие боковых клапанов, аварийное отключение скважины.

Обе системы предусматривают:

установку производственного дроссельного клапана;

закрытие боковых клапанов;

аварийное отключение скважины (ESD).

Терминал дистанционного управления находится, в так называемом, укрытии, которое стоит в 30 метрах от устья. В укрытии, помимо RTU имеется устройство для подключения прибора Hyperlogger для учета температур и давления.

Фонтанная арматура из-за высокого содержания в пластовом флюиде корроизонноактивного сероводорода, должна быть выполнена из стали с высокими антикоррозионными свойствами.

Подъем жидкости на поверхность должен вестись по насосно-компрессорному лифту, составленному из стальных труб. В большинстве скважин будут применяться 89-114-миллиметровые насосно-компрессорные трубы.

Набор внутрискважинного оборудования должен обеспечить:

пропуск запланированных объемов продукции;

ингибиторную защиту эксплуатационной колонны и НКТ;

циркуляцию между трубным и затрубным пространством;

возможность спуска глубинных приборов на забой скважины;

возможность отсоединения НКТ от пакера.

Насосно-компрессорные трубы (НКТ)

Колонна НКТ проектируется с учетом:

Максимально оптимального диаметра при разных темпах отбора флюида;

Максимального давления на устье скважины;

Работы в агрессивной среде;

Работы по возбуждению скважины (кислотная обработка и гидравлический разрыв пласта);

Воздействия растягивающих, разрывающих изнутри и сминающихся нагрузок;

При выборе НКТ необходимо знать размер трубы (внешний и внутренний диаметр), удельный вес, марку стали, тип соединения, коррозионную стойкость.

Наиболее приемлемый внешний диаметр НКТ на месторождении Тенгиз 3,500 дюймов. Внутренний диаметр НКТ зависит от удельного веса

Способ эксплуатации фонтанных скважин

Предлагаемый способ эксплуатации фонтанных скважин предназначен для рационального использования природной энергии залежей нефти при их разработке.

Предложенная новая технология эксплуатации фонтанных скважин позволяет существенно снизить удельный расход пластовой энергии на добычу 1m нефти и предотвратить потери энергии растворенных углеводородных газов. В этой связи существенно замедляется темп снижения пластового давления при разработке нефтяных залежей, даже в тех случаях, когда не осуществляются мероприятия по поддержанию пластового давления благодаря этому, продолжительное время дебит нефти фонтанных скважин сохраняется на высоком уровне и удлиняется срок их фонтанирования. В результате указанных достигается увеличение суммарной добычи нефти за счет природной энергии залежей.

Материалы и оборудование:

фонтанные скважины оборудуются общепринятыми подземным и наземным оборудованием;

на башмаке лифта из насосно-компрессорных труб устанавливается глубинный регулятор давления специальной конструкции, который обеспечивает снижение давления внутри лифта ниже давления насыщения. При этом часть растворенного газа выделяется из нефти, энергией которого обеспечивается фонтанирование скважин.

Основные преимущества способа:

предотвращается потеря природной энергии залежей нефти в процессе фонтанной эксплуатации скважин;

добыча нефти в процессе фонтанирования скважин обеспечивается за счет ранее использованной энергии растворенного газа;

энергия гидростатического давления пласта расходуется незначительно в связи с чем и предотвращается интенсивное падение пластового давления;

диаметр глубинного регулятора давления определяется так, чтобы созданная депрессия на пласт не превышала допустимую депрессию;

диаметр устьевого штуцера выбирается так, чтобы продукция скважины транспортировалась до промыслового сборного пункта. Промысловое внедрение

Технология на практике еще не внедрена, но расчеты показывают, что с ее использованием возможно существенно увеличить суммарную добычу нефти при разработке залежей

ФОНТАННЫЙ И ГАЗЛИФТНЫЙ СПОСОБЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ

После того как скважина пробурена и освоена, необходимо начать добывать из нее нефть. Хотя нужно отметить, что не из всех даже эксплуатационных скважин добывается нефть. Существуют так называемые нагнетательные скважины. В них наоборот закачивается, только не нефть, а вода. Это необходимо для эксплуатации месторождения в целом. Об этом мы поговорим попозже.

Наверное, у многих из Вас отложились в памяти кадры из старых советских фильмов о первых добытчиках сибирской нефти: буровая установка, сверху бьет фонтан, кругом бегают радостные люди и умываются первой нефтью. Нужно отметить, что с того времени много что изменилось. И если сейчас возле буровой вышки появится фонтан нефти, то возле нее будет бегать много людей, но только они не станут радоваться, а больше будут озабочены тем, как предотвратить этот экологически вредный выброс. В любом случае то, что было показано на экране – это нефтяной фонтан. Нефть находится под землей под таким давлением, что при прокладке к ней пути в виде скважины она устремляется на поверхность. Как правило, фонтанируют скважины только в начале своего жизненного цикла, т.е. сразу после бурения. Через некоторое время давление в пласте снижается и фонтан иссякает. Конечно, если бы на этом прекращалась эксплуатация скважины, то под землей оставалось бы более 80% нефти.

В процессе освоения скважины в нее опускается колонна насосно-компрессорных труб (НКТ). Если скважина эксплуатируется фонтанным способом, то на поверхности устанавливают специальное оборудование – фонтанную арматуру.

Не будем разбираться во всех деталях этого оборудования. Отметим только, что это оборудование необходимо для управления скважиной. С помощью фонтанной арматуры можно регулировать добычу нефти – уменьшать или совсем остановить.

После того, когда давление в скважине уменьшится, и скважина начнет давать совсем мало нефти, как посчитают специалисты, ее переведут на другой способ эксплуатации.

При добыче газа фонтанный способ является основным.

Газлифтный способ добычи нефти

После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности). Одним из таких способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт.

Газлифт (эрлифт) — система, состоящая из эксплуатационной (обсадной) колонны труб и опущенных в нее НКТ, в которой подъем жидкости осуществляется с помощью сжатого газа (воздуха). Иногда эту систему называют газовый (воздушный) подъемник. Способ эксплуатации скважин при этом называется газлифтным.

По схеме подачи от вида источника рабочего агента — газа (воздуха) различают компрессорный и безкомпрессорный газлифт, а по схеме действия — непрерывный и периодический газлифт.

В затрубное пространство нагнетают газ высокого давления, в результате чего уровень жидкости в нем будет понижаться, а в НКТ — повышаться. Когда уровень жидкости понизится до нижнего конца НКТ, сжатый газ начнет поступать в НКТ и перемешиваться с жидкостью. В результате плотность такой газожидкостной смеси становится ниже плотности жидкости, поступающей из пласта, а уровень в НКТ будет повышаться. Чем больше будет введено газа, тем меньше будет плотность смеси и тем на большую высоту она поднимется. При непрерывной подаче газа в скважину жидкость (смесь) поднимается до устья и изливается на поверхность, а из пласта постоянно поступает в скважину новая порция жидкости.

Дебит газлифтной скважины зависит от количества и давления нагнетаемого газа, глубины погружения НКТ в жидкость, их диаметра, вязкости жидкости и т.п.

Конструкции газлифтных подъемников определяются в зависимости от числа рядов насосно-компрессорных труб, спускаемых в скважину, и направления движения сжатого газа. По числу спускаемых рядов труб подъемники бывают одно- и двухрядными, а по направлению нагнетания газа — кольцевыми и центральными (см. рис. 13.2).

При однорядном подъемнике в скважину спускают один ряд НКТ. Сжатый газ нагнетается в кольцевое пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами, а газожидкостная смесь поднимается по НКТ, или газ нагнетается по насосно-компрессорным трубам, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству. В первом случае имеем однорядный подъемник кольцевой системы (см. рис. 13.2,а), а во втором — однорядный подъемник центральной системы (см. рис. 13.2,б).

При двухрядном подъемнике в скважину спускают два ряда концентрически расположенных труб. Если сжатый газ направляется в кольцевое пространство между двумя колоннами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутренним подъемным трубам, то такой подъемник называется двухрядным кольцевой системы (см. рис. 13.2,в). Наружный ряд насосно-компрессорных труб обычно спускают до фильтра скважины.

При двухрядном ступенчатом подъемнике кольцевой системы в скважину спускают два ряда насосно-компрессорных труб, один из которых (наружный ряд) ступенчатый; в верхней части — трубы большего диаметра, а в нижней — меньшего диаметра. Сжатый газ нагнетают в кольцевое пространство между внутренним и наружным рядами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутреннему ряду.

Если сжатый газ подается по внутренним НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству между двумя рядами насосно-компрессорных труб, то такой подъемник называется двухрядным центральной системы (см. рис. 13.2,г).

Недостатком кольцевой системы является возможность абразивного износа соединительных труб колонн при наличии в продукции скважины механических примесей (песок). Кроме того, возможны отложения парафина и солей в затрубном пространстве, борьба с которыми в нем затруднительна.

Преимущество двухрядного подъемника перед однорядным в том, что его работа происходит более плавно и с более интенсивным выносом песка из скважины. Недостатком двухрядного подъемника является необходимость спуска двух рядов труб, что увеличивает металлоемкость процесса добычи. Поэтому в практике нефтедобывающих предприятий более широко распространен третий вариант кольцевой системы — полуторарядный подъемник (см. рис. 13.2,д), который имеет преимущества двухрядного при меньшей его стоимости.

Использование газлифтного способа эксплуатации скважин в общем виде определяется его преимуществами.

1. Возможность отбора больших объемов жидкости практически при всех диаметрах эксплуатационных колонн и форсированного отбора сильнообводненных скважин.

2. Эксплуатация скважин с большим газовым фактором, т.е. использование энергии пластового газа.

З. Малое влияние профиля ствола скважины на эффективность работы газлифта, что особенно важно для наклонно-направленных скважин, т.е. для условий морских месторождений и районов освоения Севера и Сибири.

4. Отсутствие влияния высоких давлений и температуры продукции скважин, а также наличия в ней мехпримесей (песка) на работу скважин.

5. Гибкость и сравнительная простота регулирования режима работы скважин по дебиту.

6. Простота обслуживания и ремонта газлифтных скважин и большой межремонтный период их работы при использовании современного оборудования.

7. Возможность применения одновременной раздельной эксплуатации, эффективной борьбы с коррозией, отложениями солей и парафина, а также простота исследования скважин.

Указанным преимуществам могут быть противопоставлены недостатки

1. Большие начальные капитальные вложения в строительство компрессорных станций

2. Сравнительно низкий коэффициент полезного действия (КПД) газлифтной системы.

З. Возможность образования стойких эмульсий в процессе подъема продукции скважин.

Исходя из указанного выше, газлифтный (компрессорный) способ эксплуатации скважин, в первую очередь, выгодно использовать на крупных месторождениях при наличии скважин с большими дебитами и высокими забойными давлениями после периода фонтанирования.

Далее он может быть применен в наклонно направленных скважинах и скважинах с большим содержанием мехпримесей в продукции, т.е. в условиях, когда за основу рациональной эксплуатации принимается межремонтный период (МРП) работы скважин.

При наличии вблизи газовых месторождений (или скважин) с достаточными запасами и необходимым давлением используют безкомпрессорный газлифт для добычи нефти.

Эта система может быть временной мерой — до окончания строительства компрессорной станции. В данном случае система газлифта остается практически одинаковой с компрессорным газлифтом и отличается только иным источником газа высокого давления.

Газлифтная эксплуатация может быть непрерывной или периодической. Периодический газлифт применяется на скважинах с дебитами до 40—60 т/сут или с низкими пластовыми давлениями. Высота подъема жидкости при газлифте зависит от возможного давления ввода газа и глубины погружения колонны НКТ под уровень жидкости.

Технико-экономический анализ, проведенный при выборе способа эксплуатации, может определить приоритет использования газлифта в различных регионах страны с учетом местных условий. Так, большой МРП работы газлифтных скважин, сравнительная простота ремонта и возможность автоматизации предопределили создание больших газлифтных комплексов на Самотлорском, Федоровском, Правдинском месторождениях в Западной Сибири. Это дало возможность снизить необходимые трудовые ресурсы региона и создать необходимые инфраструктуры (жилье и т.д.) для рационального их использования.

2. Требования предъявляемые к материалам и оборудованию (трубы, арматура и др.) при ремонте газовых коммуникаций ГРП.

3. Контроль за герметичностью коммуникаций ГРП, способы обнаружения и устранения утечек газа

4. Категории помещений по степени опасности поражения электрическим током

Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин — Оборудование устья фонтанной скважины

В скважину с фонтанной эксплуатацией спускают НКТ. Их следует подвесить на устье скважины и направить через них продукцию скважины, для чего необходимо герметизировать пространство между НКТ и эксплуатационной колонной. Для поддержания оптимального режима фонтанирования необходимо регулировать степень использования пластовой энергии, для чего создают противодавление, как правило, на устье. Кроме того, оборудование устья должно предусматривать возможность замера давлений в затрубном пространстве и на выкиде, ввода в скважину газа или жидкости.

Эти задачи решает фонтанное устьевое оборудование, называемоефонтанной арматурой.

· Условия работы фонтанной арматуры определяются:

· давлением газов и газонефтяной среды со стороны скважины;

· наличием мехпримесей и скоростью его движения в арматуре;

· химическим составом газа и нефти и их температурой.

Основным фактором, влияющим на тип применяемого оборудования, является давление газа и газонефтяной смеси.

При спущенных до забоя НКТ и наличии на забое свободного газа затрубное пространство будет заполнено сжатым газом, и давление будет равно забойному давлению (без учета веса столба газа). При закрытии скважины это давление будет близко к пластовому. Следовательно, при эксплуатации пласта, содержащего свободный газ, рабочее давление фонтанной арматуры следует принимать близким к пластовому.

В первом приближении пластовое давление принимают равным гидростатическому.

Глубина вскрываемых пластов, а следовательно, и пластовое давление колеблется в широких пределах.

Для удовлетворения различным условиям фонтанирования по ГОСТ 13846-84 арматуру изготовляют по разным схемам (рис. 3.1). Основные параметры фонтанной арматуры приведены в табл. 3.1. Зарубежные фирмы изготовляют фонтанную арматуру по стандарту АНИ6Т, что в основном соответствует нашему ГОСТу. По заказу потребителя арматура может быть изготовлена, например, на давление 210 МПа.

Устье скважины заканчиваетсяколонной головкой, которая обвязывает, т.е. соединяет между собой техническую и обсадную (эксплуатационную) колонны, и герметизирует пространство между ними. На верхний фланец колонной головки устанавливают фонтанную арматуру с манифольдом. В свою очередь, фонтанная арматура состоит из трубной головки и елки.

Трубная головка предназначена для подвески одного или двух рядов подъемных труб, их герметизации, а также позволяет выполнять технологические операции при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Колонны подъемных труб подвешивают к трубной головке на резьбе или муфте. В первом случае при однорядной конструкции лифта трубы подвешивают на стволовой катушке; при двухрядной внутренний ряд труб — на стволовой катушке, а наружный — на тройнике трубной головки. Во втором случае при однорядной конструкции лифта трубы подвешивают на муфтовой подвеске, устанавливаемой в крестовике трубной головки; при двухрядной для внутреннего ряда труб муфтовую подвеску устанавливают в тройнике трубной головки, а для наружного — в крестовике.

Фонтанная елка предназначена для направления потока продукции через манифольд и выкидную линию на замерную установку, для регулирования режима эксплуатации и контроля за работой скважины путем спуска глубинных приборов.

Елка араматуры выполняется тройниковой (одно- или двухструнной) либо крестовой (двухструнной). Тройниковую арматуру с двухструнной елкой рекомендуют для скважин, в продукции которых содержатся механические примеси.

В тройниковой двухструнной арматуре рабочая струна -верхняя, а в крестовой может быть любая. Запасные струны используют при смене штуцера или запорного устройства.

Арматуру выбирают по необходимому рабочему давлению и схеме (тройниковая или крестовая) с учетом подвески одного или двух рядов насосно-компрессорных труб.

На заводе-изготовителе фонтанную арматуру подвергают пробному гидравлическому испытанию, при котором для арматуры, рассчитанной на рабочее давление до 70 МПа, давление испытания Рисп = 2Рр, а от 70 МПа и выше Рисп =1,5 Рр

Фонтанная арматура с выкидной линией соединяется мани-фольдом, который включает запорные и предохранительные устройства, тройники и другие элементы. Запорные устройства в фонтанной арматуре применяют двух типов: прямоточные задвижки с уплотнительной смазкой и пробковые краны.

В зависимости от условий эксплуатации арматуру изготовляют для некоррозионных и коррозионных сред, а также для холодной климатической зоны.

Шифр фонтанной арматуры определяет ее схему, конструкцию, способ управления задвижками, условный проход по стволу и боковым отводам, давление, климатическое исполнение и коррозиестойкость.

Полный шифр фонтанной арматуры (ГОСТ 13846-84) условно представляется в виде

где А — арматура; Ф — фонтанная; X1 — конструктивное исполнение: с фланцевыми соединениями — без обозначения (наиболее распространенное); подвеска подъемной колонны на резьбе переводника трубной головки — К; подвеска подъемной колонны на муфте в трубной головке — без обозначения; для эксплуатации скважин УЭЦН — Э; Х2 — номер схемы арматуры; при двухрядной концентричной подвеске к номеру схемы добавляется буква "а"; Х3 — способ управления задвижками:

вручную — без обозначения; дистанционно и автоматически -В; автоматически — А; X4, — условный проход (в мм) по ГОСТ 13846-84; когда условные проходы ствола елки и ее боковых отводов отличаются, цифровое обозначение указывают дробной величиной; Х5 — рабочее давление, МПа; Х6 — климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69: для умеренной климатической зоны — без обозначения; для умеренной и холодных климатических зон — ХЛ; Х7 исполнение по коррозиестойкости: для обычных сред — без обозначения; для сред, содержащих: до 6 % СО2 — К1; до 6 % Н2S и СО2; — К2; до 25 % Н2S и СО2; -КЗ.

На фонтанную арматуру введены изменения в ГОСТ 13846-89. Стандарт разработан на устьевую фонтанную и нагнетательную арматуру, состоящую из устьевой елки и трубной обвязки, независимо от области применения по климатическому району и рабочей среде. Настоящий стандарт не распространяется на устьевую арматуру с параллельным подвешиванием НКТ, для добычи и нагнетания теплоносителя, а также на скважины с подводным расположением устья.

Типовые схемы фонтанных елок по ГОСТ 13846-89 аналогичны ГОСТ 13846-84. Основное отличие нового стандарта в том, что в нем предусмотрена не одна, а две схемы трубных обвязок. Первая схема трубной обвязки по ГОСТ 13846—89 аналогична ГОСТ 13846-84, а вторая схема трубной обвязки позволяет подвешивать две колонны НКТ по схеме "труба в трубе" (рис.)

Необходимая схема фонтанной арматуры подбирается путем сочетания необходимой схемы фонтанной елки с требуемой схемой трубной обвязки.

Фонтанную арматуру на 14 МПа изготовляют тройникового и крестового типов с крановыми запорными устройствами для скважин, эксплуатируемых фонтанным способом и погружными центробежными электронасосами. Арматура предназначена для работы с некоррозионной средой, с объемным содержанием механических примесей до 0,5 %. Температура рабочей среды 120 °С.

Трубная головка фонтанной арматуры с пробковыми кранами позволяет проводить различные технологические операции при давлении до 20 МПа. Фонтанную арматуру с пробковыми кранами выпускают по схемам 1, 3 и 5 ГОСТ 13846-84.

На боковых струнах фонтанной елки установлены регулируемые дроссели.

Запорными устройствами фонтанной арматуры на 14 МПа являются пробковые краны типа КППС.

Уменьшение усилий при повороте пробки, предохранение уплотняющих поверхностей от коррозии и износа, а также обеспечение герметичности затвора крана достигаются за счет специальной конструкции и уплотнительной смазки. Смазку ЛЗ-162 закладывают в кран через канал шпинделя при вывернутом нажимном болте. Под действием нажимного болта при его ввертывании смазка продавливается по четырем вертикальным канавкам пробки и поступает в нижний кольцевой канал. В результате каналы со смазкой находятся под давлением и окружают замкнутым кольцом проходные отверстия крана, создавая тем самым необходимую герметичность.

Фонтанную арматуру, рассчитанную на рабочее давление 21 и 35 МПа, изготовляют по тройниковой схеме для подвески одного или двух рядов подъемных насосно-компрессорных труб на резьбовой подвеске патрубка.

Запорным устройством в такой фонтанной арматуре является прямоточная задвижка ЗМС1 с затвором, герметичность которого обеспечивается плотным контактом шибера с седлами.

Для регулирования дебита скважины фонтанную арматуру оснащают дросселем регулируемого или нерегулируемого типа.

На боковых отводах елки и трубной головки могут быть предусмотрены отверстия для подачи ингибиторов в затрубное пространство и ствол елки, карманы для замера температуры среды, а такжевентили для замера давления.

В прямоточных задвижках ЗМС1 герметичность создается плотным контактом шибера с седлами как на входе, так и на выходе.

Фонтанную арматуру на рабочее давление 70 МПа изготовляют по схеме 6 ГОСТ 13846-84. В качестве запорного устройства применяются прямоточные задвижки ЗМАД и ЗМАДП с двухпластинчатым шибером, с уплотнением "металл по металлу", с автоматической подачей смазки в затвор.

Арматура в зависимости от типа комплектуется различными задвижками: АФбаВ — с ручным, дистанционным и автоматическим управлением; АФ6А — с ручным и автоматическим управлением; АФ6 — с ручным управлением.

Задвижки ЗМАДП с дистанционным и автоматическим управлением пневмоприводные имеют дублирующее ручное управление.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *