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.
Источник
ОБОРУДОВАНИЕ УСТЬЯ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН
Перед освоением и пуском в эксплуатацию фонтанной скважины в нее спускают насосно-компрессорные (подъемные) трубы, а на колонной головке устанавливают прочную стальную фонтанную
 |
Фонтанная арматура представляет
собой соединение на фланцах различ
ных тройников, крестовиков и запор
ных устройств (задвижки или краны).
Между фланцами для уплотнения укла
дывается металлическое кольцо оваль
ного сечения (рис. 56), сделанное из
специальной малоуглеродистой стали.
Кольцо вставляется в канавки на флан
цах, и фланцы стягивают болтами.
Рис. 56. Уплотнительное ме- Фонтанная арматура состоит из
таллическое кольцо и фланец трубной головки и елки. Трубная го-
с канавкой. ловка служит для подвески подъемных
труб и для герметизации пространства между ними и эксплуатационной колонной.
Фонтанная елка предназначена для направления газожидкостной
струи в выкидные линии, а также для регулирования и контроля
Наиболее ответственной частью арматуры является трубная
головка, воспринимающая межтрубное давление. Это давление
может быть весьма высоким (близким к забойному) при наличии на забое скважины и в межтрубном пространстве свободного газа.
Ввиду того, что фонтанные арматуры относятся к одному изсамых ответственных видов промыслового оборудования по условиям эксплуатации, их испытывают на давление, вдвое большее паспортного рабочего давления.
Фонтанные арматуры различаются между собой по конструктивным и прочностным признакам:
1) по рабочему или пробному давлению;
2) по размерам проходного сечения ствола;
3) по конструкции фонтанной елки и числу спускаемых в сква
жину рядов труб;
4) по виду запорных устройств.
В соответствии с общесоюзным стандартом (ГОСТ 13846—68), отечественные заводы выпускают фонтанные арматуры на давление от 7 до 100 МПа, с диаметром прохода стволовой части елки от 50 до 150 мм.
Арматуры с диаметром
При работе скважины газожидкостная струя из подъемных труб проходит через открытую центральную стволовую задвижку и направляется в один из выкидов — правый или левый и далее по выкидному трубопроводу (на схеме не показан) в сборную или сепарационную установку.
Задвижки 9 на правом отводе крестовика трубной головки при фонтанировании скважины закрыты; они служат для подсоединения водяной или газовой линии к затрубному пространству при освоении скважины или при ремонтных работах на ней.
На фонтанной арматуре помещают два манометра с трехходовыми кранами или с вентилями. Один манометр устанавливают на отводе крестовика трубной головки для замера давления в межтрубном пространстве скважины. Это давление называется затрубным. Другой
манометр устанавливают на буфере арматуры, он предназначен для замера давления на устье скважины; это давление называется буферным или устьевым.
При необходимости спуска в подъемные трубы контрольно-измерительных приборов (манометров, дебитомеров) или депара-финизационных скребков вместо буфера над верхней стволовой задвижкой помещают специальный лубрикатор. Описание лубрикатора будет дано ниже.
На рис. 58 представлена схема тройниковой арматуры для двухрядного подъемника с крановыми запорными устройствами.
 |
Рис. 57. Арматура фонтанная крестови-ковая для однорядного подъемника.
I — манометры; 2 —
трехходовой кран; з —
буфер; 4,9 — задвижки;
Л — к рестовик елки; 6 —
переводная катушка;
7 —переводная втулка;
* — крестовик трубной
головки; ю — штуцеры;
II — фланец колонной
головки; 12 — буфер.
В тройниковой арматуре рабочим выкидом всегда является верхний.
В процессе работы скважины кран (задвижка) на рабочей линии должен быть полностью открыт, а на резервной линии закрыт. Струю нефти направляют из одного выкида в другой, открывая кран (задвижку) на включаемой линии и закрывая одновременно кран на выключаемой линии. Краны на стволе елки во время работы скважины должны быть полностью открыты. Пользование главным краном допускается только в исключительных случаях для аварийного закрытия скважины.
Из сравнения однотипных крестовиковой и тройниковой арматур видно, что крестовиковая арматура имеет меньшие габариты по высоте и поэтому более удобна для обслуживания. В тройниковой арматуре выкидные линии направлены в одну сторону, это удобно для их обвязки. Кроме того, как показала практика, при эксплуатации фонтанных скважин, выделяющих большое количество песка,
крестовик фонтанной елки быстрее выходит из строя, чем тройник. Поэтому к выбору типа фонтанной арматуры в каждом отдельном случае подходят индивидуально с учетом всех особенностей данного месторождения.
 |
Рис. 58. Фонтанная тройниковая арматура с крановыми запорными устройствами для двухрядного подъемника.
Наиболее ответственным элементом в фонтанных арматурах являются запорные устройства.
Основное требование, предъявляемое к запорным устройствам, — абсолютная герметичность их затворов; от их бесперебойного действия зависит надежность работы всего устьевого оборудования фонтанных скважин. Задвижки для фонтанных арматур выпускаются литые и ковано-сварные двух типов: клиновые и прямоточные с уплот-нительной смазкой. Недостаток клиновых задвижек состоит в том,
что они быстро теряют герметизирующую способность. Это объясняется тем, что уплотнительные поверхности затворов (клина и гнезда) при открытом положении задвижек подвергаются воздействию рабочей среды. Небольшой первоначальный пропуск приводит в дальнейшем к интенсивному износу затвора и других деталей задвижки и затем арматуры в целом. На новых фонтанных арматурах высокого давления (рраб =12,5 МПа и выше) устанавливают в основном задвижки прямоточные с уплотнительной смазкой и краны проходные с уплотнительной смазкой.
Прямоточная уплотняемая смазкой задвижка сконструирована таким образом, что в ней как в открытом, так и в закрытом состоянии рабочая среда (нефть, газ) не соприкасается с уплотняющими поверхностями, благодаря чему износ уплотняющих поверхностей в ней незначителен. Она обладает высокой стойкостью к абразивному действию механических примесей, содержащихся в рабочей среде. Задвижка эта двухстороннего действия, т. е. после износа одной стороны затвора при повороте задвижки на 180° она будет работать второй стороной затвора.
Пробковые краны имеют то преимущество перед задвижками, что у них меньше масса, они удобны при эксплуатации, особенно при автоматизации управления работой скважин.
Уплотнительные поверхности в кране соприкасаются с рабочей средой только в момент открытия и закрытия, что значительно уменьшает их эрозию и коррозию.
Кроме фонтанных арматур, поставляемых в виде сборок трубной головки и елки, машиностроительные заводы по требованию заказчика могут поставлять отдельные узлы арматуры.
При оборудовании неответственных фонтанных скважин (невысокое давление, отсутствие пескопроявлений) часто применяются упрощенные арматуры, собранные из задвижек, старых тройников и крестовин непосредственно на нефтедобывающих предприятиях (рис. 59). Установка фонтанной арматуры на устье скважины является важным и ответственным этапом работ, особенно если скважина пробурена на залежь с газонапорным режимом и отличается высоким давлением. Поэтому сборка фонтанной арматуры на устье скважины должна производиться весьма тщательно, с проверкой и опрессовкой собранной арматуры на двухкратное рабочее давление.
Если ожидается бурное нефтегазопроявление и возникает опасность раскачивания фонтанной арматуры, ее укрепляют анкерными болтами и растяжками.
Концевые задвижки фонтанных арматур соединяются системой трубопроводов с оборудованием для сепарации и сбора нефти. Все эти трубопроводы, предназначенные для направления газонефтяного потока от устья скважины, а также для соединения затрубного и межтрубного пространств с наземным оборудованием скважины, называются обвязкой скважины. В зависимости от условий эксплуатации скважины и конструкции фонтанной арматуры обвязка выполняется по различным схемам, но в любом случае предусматривается
непрерывная работа скважины и возможность ремонта одной из выкидных линий.
В скважинах с интенсивным выносом песка, оборудованных трой-никовыми арматурами, рабочая обвязка выполняется из толстостенных труб диаметром до 150 мм, а узлы, где происходит поворот струи, •— из литых тройников, способных длительное время работать без замены.
Рис. 59. Фонтанная арматура упрощенного типа и схема ее обвязки. 1 — лубрикатор; 2 — задвижка для подключения паровой линии; з — пробоотборные краны; 4 — штуцеры; 5 — концевые задвижш.
р Обвязка фонтанных скважин, оборудованных крестовиковыми арматурами упрощенного типа и добывающих парафинистую нефть, часто выполняется по схеме, которая показана на рис. 59. Здесь предусмотрено подключение к обвязке скважины паровой передвижной установки через задвижку 2. Повороты обвязки делаются плавными, с тем чтобы уменьшить отложения парафина в застойных зонах, а трубы используются большого диаметра (114 мм), что позволяет продлить периоды между операциями по очистке обвязки от парафина.
Задвижка затрубного пространства фонтанной арматуры соединяется с одной из манифольдных линий, что позволяет при необходимости снижать давление в затрубном пространстве, направляя газонефтяную смесь непосредственно в газосепаратор.
Источник
