Укажите чем осуществляется регулирование фонтанной скважины
Регулирование работы фонтанных скважин
Как правило, на начальных этапах разработки фонтанные скважины и особенно высокодебитные определяют возможности нефтедобывающего предприятия. Поэтому их исследованию, регулированию и наблюдению за их работой уделяется повышенное внимание. Кроме того, фонтанное оборудование позволяет сравнительно просто проводить глубинные исследования, отбор глубинных проб, снятие профилей притока и прочие. Для установления обоснованного режима эксплуатации фонтанной скважины важно знать результаты ее работы на различных опытных режимах. Режимы работы фонтанной скважины изменяют сменой штуцера, а точнее диаметра его проходного отверстия. При этом необходимо выдержать скважину на новом режиме некоторое время, прежде чем проводить какое-либо измерение.
Это время необходимо, чтобы пласт и скважина перешли на установившийся режим после возмущения, вносимого в их работу сменой штуцера и изменением в связи с этим ее дебита и забойного давления. Продолжительность перехода скважины на установившийся режим различна и зависит от гидропроводности и пьезопроводности пласта, а также от относительного изменения дебита.
Признаками установившегося режима скважин являются постоянство ее дебита и показаний манометров, присоединенных к буферу скважины и к межтрубному пространству. Обычно это время измеряется несколькими десятками часов.
Для построения регулировочных кривых и индикаторной линии необходимо по крайней мере четыре смены режима работы скважины. После выхода на установившийся режим работы через лубрикатор на забой скважины спускают глубинный манометр или другие приборы, а на поверхности измеряют с возможной точностью дебит, обводненность продукции, содержание песка и твердой взвеси в продукции скважины, газовый фактор или просто дебит газа, показания буферного и межтрубного манометра и отмечают вообще характер работы скважины: наличие пульсации, ее ритмичность и амплитуду, вибрацию арматуры и манифольдов. По полученным данным строят так называемые регулировочные кривые, т. е. зависимости измеренных показателей от диаметра штуцера (рис. 8.13).
Регулировочные кривые служат одним из оснований для установления технологической нормы добычи из данной скважины и режима ее постоянной работы, например:
§ недопущение забойного давления Рс ниже давления насыщения Рнас или некоторой его доли Рс > 0,75·Рнас;
§ установление режима, соответствующего минимальному газовому фактору или его значению, не превышающему определенную величину;
§ установление режима, соответствующего недопущению резкого увеличения количества выносимого песка для предотвращения образования каверны в пласте за фильтром скважины;
§ установление режима, соответствующего недопущению резкого увеличения процентного содержания воды в продукции скважины;
§ недопущение на забое скважины такого давления, при котором может произойти смятие обсадной колонны;
§ недопущение режима, при котором давление на буфере или в межтрубном пространстве достигнет опасных значений с точки зрения прочности и надежности работы арматуры и поверхностного оборудования вообще;
§ недопущение режима, при котором давление на буфере скважины может стать ниже давления в выкидном манифольде системы нефтегазосбора;
§ недопущение такого режима работы скважины, при котором могут возникать пульсации, приводящие к срыву непрерывного процесса фонтанирования;
§ установление такого режима, при котором активным процессом дренирования охватывается наибольшая толщина пласта или наибольшее число продуктивных пропластков. Это устанавливается с помощью снятия профилей притока глубинными дебитомерами на разных режимах работы скважины.
воды в продукции скважины, %
После того как режим работы данной скважины установлен и обоснован, за его дальнейшим поддержанием тщательно наблюдают.
Особенно тщательное наблюдение устанавливается за высокодебитными фонтанными скважинами. При периодическнх осмотрах арматуры фиксируются нарушения герметичности в соединениях, опасные вибрации элементов оборудования, показания манометров. О нарушении нормальной работы скважин судят по аномальным изменениям буферного и затрубного давления, изменению дебита нефти и обводненности, количеству песка и пр.
Например, падение буферного давления при одновременном повышении мсжтрубного может указать на опасные пределы отложения парафина или минеральных солей на внутренних стенках НКТ. Одновременное снижение буферного и межтрубного давления свидетельствует об образовании на забое скважины песчаной пробки или накоплении тяжелой минерализованной пластовой воды в промежутке между забоем и башмаком НКТ. Малая скорость восходящего потока в этом промежутке может при определенных условиях привести к увеличению давления на забое. Падение давления на буфере при одновременном увеличении дебита указывает на разъедание штуцера и необходимость его замены. Засорение штуцера или отложение парафина в манифольде и в выкидном шлейфе при одновременном уменьшении дебита приводит к росту буферного и межтрубного давления.
Дата добавления: 2017-01-13 ; просмотров: 888 ; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ
Фонтанная эксплуатация скважин. Ответы к тестовым заданиям
Вопрос 1. Какое количество колонн НКТ может обычно использоваться при добыче в одной скважине?
Ответ:
1) одна;
2) две;
3) три.
Вопрос 2. Какие НКТ могут применяться при фонтанной добыче?
Ответ:
1) свинцовые;
2) медные;
3) стальные;
4) фиберглассовые;
5) гибкие непрерывные;
6) сплав Д16.
Вопрос 3. Укажите, чем осуществляется регулирование фонтанной скважины.
Ответ:
1) задвижкой;
2) краном;
3) штуцером;
4) дросселем.
Вопрос 4. Условие фонтанирования:
Ответ:
1) Рпл ρ·g·h;
3) Рпл = ρ·g·h.
Вопрос 5. Какое имеется число типовых схем фонтанных елок?
Ответ:
1) 2;
2) 6;
3) 12.
Вопрос 6. Назовите элемент арматуры, где крепятся НКТ.
Ответ:
1) колонная головка;
2) трубная головка;
3) фонтанная елка;
4) лубрикатор.
Вопрос 7. Назовите способы освоения и пуска в работу фонтанных скважин.
Ответ:
1) замена жидкости в скважине жидкостью меньшей плотности;
2) вытеснение жидкости из скважины или ее аэрация;
3) свабирование;
4) взрывание.
Вопрос 8. Назовите способы борьбы с отложениями парафина в НКТ.
Ответ:
1) механический;
2) тепловой;
3) химический;
4) использование НКТ, покрытых эмалью;
5) электрический.
Вопрос 9. Является ли неполадкой в работе фонтанных скважин разъедание штуцера?
Ответ:
1) нет;
2) да.
Правильные ответы на вопросы выделены жирным шрифтом.
Регулирование работы фонтанных скважин
Как правило, на начальных этапах разработки фонтанные скважины и особенно высокодебитные определяют возможности нефтедобывающего предприятия. Поэтому их исследованию, регулированию и наблюдению за их работой уделяется повышенное внимание. Кроме того, фонтанное оборудование позволяет сравнительно просто проводить глубинные исследования, отбор глубинных проб, снятие профилей притока и прочие. Для установления обоснованного режима эксплуатации фонтанной скважины важно знать результаты ее работы на различных опытных режимах. Режимы работы фонтанной скважины изменяют сменой штуцера, а точнее диаметра его проходного отверстия. При этом необходимо выдержать скважину на новом режиме некоторое время, прежде чем проводить какое-либо измерение.
Это время необходимо, чтобы пласт и скважина перешли на установившийся режим после возмущения, вносимого в их работу сменой штуцера и изменением в связи с этим ее дебита и забойного давления. Продолжительность перехода скважины на установившийся режим различна и зависит от гидропроводности и пьезопроводности пласта, а также от относительного изменения дебита.
Признаками установившегося режима скважин являются постоянство ее дебита и показаний манометров, присоединенных к буферу скважины и к межтрубному пространству. Обычно это время измеряется несколькими десятками часов.
Для построения регулировочных кривых и индикаторной линии необходимо по крайней мере четыре смены режима работы скважины. После выхода на установившийся режим работы через лубрикатор на забой скважины спускают глубинный манометр или другие приборы, а на поверхности измеряют с возможной точностью дебит, обводненность продукции, содержание песка и твердой взвеси в продукции скважины, газовый фактор или просто дебит газа, показания буферного и межтрубного манометра и отмечают вообще характер работы скважины: наличие пульсации, ее ритмичность и амплитуду, вибрацию арматуры и манифольдов. По полученным данным строят так называемые регулировочные кривые, т. е. зависимости измеренных показателей от диаметра штуцера (рис. 8.13).
Регулировочные кривые служат одним из оснований для установления технологической нормы добычи из данной скважины и режима ее постоянной работы, например:
§ недопущение забойного давления Рс ниже давления насыщения Рнас или некоторой его доли Рс > 0,75·Рнас;
§ установление режима, соответствующего минимальному газовому фактору или его значению, не превышающему определенную величину;
§ установление режима, соответствующего недопущению резкого увеличения количества выносимого песка для предотвращения образования каверны в пласте за фильтром скважины;
§ установление режима, соответствующего недопущению резкого увеличения процентного содержания воды в продукции скважины;
§ недопущение на забое скважины такого давления, при котором может произойти смятие обсадной колонны;
§ недопущение режима, при котором давление на буфере или в межтрубном пространстве достигнет опасных значений с точки зрения прочности и надежности работы арматуры и поверхностного оборудования вообще;
§ недопущение режима, при котором давление на буфере скважины может стать ниже давления в выкидном манифольде системы нефтегазосбора;
§ недопущение такого режима работы скважины, при котором могут возникать пульсации, приводящие к срыву непрерывного процесса фонтанирования;
§ установление такого режима, при котором активным процессом дренирования охватывается наибольшая толщина пласта или наибольшее число продуктивных пропластков. Это устанавливается с помощью снятия профилей притока глубинными дебитомерами на разных режимах работы скважины.
воды в продукции скважины, %
После того как режим работы данной скважины установлен и обоснован, за его дальнейшим поддержанием тщательно наблюдают.
Особенно тщательное наблюдение устанавливается за высокодебитными фонтанными скважинами. При периодическнх осмотрах арматуры фиксируются нарушения герметичности в соединениях, опасные вибрации элементов оборудования, показания манометров. О нарушении нормальной работы скважин судят по аномальным изменениям буферного и затрубного давления, изменению дебита нефти и обводненности, количеству песка и пр.
Например, падение буферного давления при одновременном повышении мсжтрубного может указать на опасные пределы отложения парафина или минеральных солей на внутренних стенках НКТ. Одновременное снижение буферного и межтрубного давления свидетельствует об образовании на забое скважины песчаной пробки или накоплении тяжелой минерализованной пластовой воды в промежутке между забоем и башмаком НКТ. Малая скорость восходящего потока в этом промежутке может при определенных условиях привести к увеличению давления на забое. Падение давления на буфере при одновременном увеличении дебита указывает на разъедание штуцера и необходимость его замены. Засорение штуцера или отложение парафина в манифольде и в выкидном шлейфе при одновременном уменьшении дебита приводит к росту буферного и межтрубного давления.
РЕГУЛИРОВАНИЕ РАБОТЫ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН
После пуска фонтанной скважины в эксплуатацию принимают меры по обеспечению длительного и бесперебойного фонтанирования ее и наиболее рациональному расходованию пластовой энергии.
Правильная эксплуатация фонтанной скважины заключается в том, чтобы обеспечить оптимальный дебит при возможно меньшем газовом факторе. Кроме того, на месторождениях, где продуктивные пласты сложены из песков, при фонтанировании необходима поддерживать такие скорости струи жидкости, чтобы песок не мешал нормальной работе скважины, т. е. чтобы поступление песка в нее было наименьшим.
В процессе фонтанирования необходимо также регулировать соотношение нефти и воды в продукции скважины, когда она начинает обводняться в результате прорыва контурных или подошвенных вод.
Для обеспечения длительного и бесперебойного фонтанирования в большинстве случаев приходится ограничивать дебит скважин.
Величину дебита скважины регулируют созданием противодавления на ее устье при помощи штуцера (металлической втулки с небольшим отверстием), устанавливаемого в выкидной линии. Значительно реже противодавление создают путем поддержания высокого давления в газосепарационной установке, куда поступает газонефтяная смесь из скважины.
Большое распространение в зарубежной практике получили быстросменяемые и быстрорегулируемые забойные штуцеры, которые устанавливаются в фонтанных трубах на любой глубине
 |
1 — стальной корпус;
2 — втулка; 3 — патру
бок; 4 — катушка; 5 —
металлическая прок
ладка.
н удерживаются при помощи специальных пакеров. Сменяют такие штуцеры без извлечения труб из скважин. Для спуска и подъема забойных штуцеров применяют специальный спуско-подъемный инструмент, спускаемый на стальном канате.
Устьевые штуцеры применяют различных конструкций в зависимости от характеристики скважины. Диаметр штуцера подбирают опытным путем, в зависимости от заданного режима работы скважины он может быть от 3 до 15 мм и выше.
В тех скважинах, где наблюдается вынос из пласта песка вместе с нефтью, применяются штуцеры, способные длительное время противостоять истирающему действию песка. Такой штуцер представляет собой массивную цилиндрическую втулку с отверстием в середине и буртиком на одной стороне (рис. 64). Штуцер устанавливается после боковой задвижки фонтанной арматуры, между фланцевыми соединениями обвязки. Чтобы облегчить замену и установку штуцера, непосредственно за ним в обвязке монтируется штуцерный патрубок длиной 1—1,2 м.
Когда нужно заменить штуцер, шпильки во фланцах штуцерного патрубка вынимают, но при этом оставляют по одной шпильке на каждом фланце в совпадающих отверстиях. Затем фланцевое соеди-
нение, где находится штуцер, раздвигают и патрубок поворачивают вокруг оставленных шпилек на 180°. После извлечения штуцера из патрубка и установки нового ставят патрубок на место, обращая особое внимание на состояние прокладок и их положение во фланцах.
Штуцерный патрубок изготовляют из толстостенной бурильной трубы, так как вследствие расширения газонефтяной струи за штуцером и высокой скорости потока стенки штуцера быстро истираются
 |
Рис. 65. Быстросменный штуцер для скважин, не имеющих в нефти песка.
песком. По мере износа штуцерного патрубка его заменяют, устанавливая заранее подготовленный патрубок таких же размеров.
Для продления срока службы штуцера его часто делают комбинированным, вставляя в центральную часть коническую втулку из твердого сплава или из качественной термически обработанной стали. С этой же целью, особенно при высоком буферном давлении, применяют ступенчатые штуцеры, которые представляют собой два или три последовательно установленных штуцера с постепенно уменьшающимися диаметрами отверстия.
На месторождениях, где добывается нефть без песка, применяются более простые штуцеры, представляющие собой диск толщиной 7—10 мм, в центральной части которого имеется отверстие с резьбой, куда завинчивается штуцерная втулка. Передний торец втулки (считая по ходу движения струи) имеет глубокую коническую фаску, которая исключает возможность засорения отверстия парафином. Такой штуцер можно устанавливать в любом фланцевом соединении обвязки фонтанной арматуры.
Применяются также быстросменные штуцеры подобного типа, замена и проверка которых выполняются без разборки и ослабления фланцевого соединения.
 |
Цилиндрический корпус 1 быстросменного штуцера (рис. 65) имеет в центре сквозное отверстие для прохода газонефтяной смеси. Во внутреннюю полость корпуса с небольшим зазором устанавливается тонкий штуцерный диск 3, имеющий сменный штуцер-вкладыш 2. Размеры диска и внутренней полости корпуса подобраны так, что отверстие штуцера располагается точно по центру корпуса. Сбоку в корпусе имеется прямоугольное окно, через которое устанавливается штуцерный диск. Окно закрывается крышкой 5 и закрепляется двумя гайками-барашками. Уплотнение крышки выполняется в виде прокладки из паронита или прорезиненного ремня 4. Для удобства извлечения и установки штуцерного диска на нем закреплен проволочный крючок. Между фланцами и корпусом штуцера находится уплотнительная прокладка из паронита толщиной 3—5 мм. На рис. 66 показан регулируемый штуцер. В этом штуцере фонтанная струя меняет свое направление на 90°. Чтобы изменить проходное сечение в штуцере, иглу-наконечник 3 приближают к втулке 2 или отдаляют от нее путем вращения маховика 6. Величину открытия штуцера показывает стрелка на указателе. Регулируемые штуцеры можно применять только для скважин с весьма малым содержанием песка в фонтанной продукции.
| Рис. 66. Регулируемый штуцер. 1 — корпус; 2 — втулка штуцера; з — игла-наконечник; 4 — шток; 5 — стойка; 6 — маховик. |
При замене штуцера выкидная линия, в которой заменяется штуцер, должна полностью отключаться, а скважина переводиться на работу по второй (запасной) линии. При отключении выкидной линии сначала закрывают боковую задвижку фонтанной арматуры, а затем задвижку
со стороны газосепараторной установки. После этого снижают давление в линии до атмосферного, а газонефтяную смесь выпускают через вентиль, предназначенный для отбора проб, в ведро или другую емкость.
Когда фланцевое соединение со штуцером находится в пониженной части обвязки, следует полностью освободить выкидную линию от нефти. Для этого прежде чем переводить фонтанную струю на запасную линию, нужно закрыть скважину при помощи боковой задвижки на 3—5 мин, а затем быстро выпустить газ, скопившийся в верхней части подъемных труб, в рабочую линию, подлежащую разборке. Отключив эту линию, пускают скважину в работу по запасной линии.
При разборке фланцевых соединений нужно следить за тем,
чтобы освобожденные трубы обвязки не оказались на весу; нужно закреплять их, подвешивая к другим узлам обвязки, или же пользоваться прочными подставками-козлами.
Разведение фланцев и совмещение отверстий в них выполняют при помощи оправки.
При креплении болтовых соединений ключ следует вращать от себя.
Запрещается использовать патрубки-удлинители для гаечных ключей с открытым зевом, так как приложение больших усилий к такому ключу может привести к его поломке, а следовательно, создать опасность травмирования работающего с ним. Для такой работы нужно иметь специальные накидные ключи, охватывающие гайки по всему периметру.
Оборудование фонтанных скважин. Способы регулирования работы фонтанной скважины.
Оборудование фонтанных скважин. Способы регулирования работы фонтанной скважины.
Эксплуатация нефтяных скважин ведется фонтанным, газлифтным или насосным способом.
Подъем жидкости и газа от забоя скважины на поверхность составляет основное содержание процесса эксплуатации скважин. Этот процесс может происходить как за счет природной энергии Wn поступающих к забою скважины жидкости и газа, так и за счет вводимой в скважину энергии с поверхности Wu.
Газожидкостная смесь, выходя из ствола скважин через специальное устьевое оборудование, направляется в сепараторы (отделители жидкости от газа) и замерные приспособления, затем поступает в промысловые трубопроводы. Для обеспечения движения смеси в промысловых трубопроводах на устье скважин поддерживается то или иное давление.
В пробуренных эксплуатационных скважинах оборудуют как забойную (в зоне продуктивного пласта), так и устьевую часть, выходящую на поверхность. Если продуктивный пласт сложен достаточно прочными породами, то применяют «открытый» забой. В этом случае эксплуатационная обсадная колонна доводится до верхней границы продуктивного пласта, а сам пласт вскрывается на всю мощность. Если породы продуктивного пласта неустойчивые, рыхлые, то забой укрепляют обсадными трубами с креплением (цементированием) затрубного пространства. Приток нефти в скважину обеспечивают пробивкой отверстий (перфорацией) обсадной трубы и цементного кольца в зоне продуктивного пласта (обычно десять отверстий на один метр).
Условия эксплуатации фонтанных скважин требуют герметизации их устья, разобщения межтрубного пространства, направления продукции скважин в пункты сбора нефти и газа, а также при необходимости полного закрытия скважины под давлением. Эти требования выполняются при установке на устье фонтанирующей скважины колонной головки и фонтанной арматуры с манифольдом.
Оборудование любой скважины, в том числе фонтанной, должно обеспечивать отбор продукции в заданном режиме и возможность проведения необходимых технологических операций с учетом охраны недр, окружающей среды и предотвращения аварийных ситуаций. Оно подразделяется на земное (устьевое) и скважинное (подземное).
Способ эксплуатации, при котором подъем жидкости (нефти) на поверхность происходит только за счет пластовой энергии, называется фонтанным. Количество добываемой из скважин жидкости (газа) за определенный промежуток времени называется дебитом жидкости (газа) скважины. В промысловой практике дебит принято измерять в кубических метрах (тоннах) за сутки.
Условия фонтанирования скважин зависят от энергии газожидкостной смеси, расходуемой на подъем 1 т жидкости; изменения давления от забойного до давления на устье; средней скорости движения смеси, зависящей от диаметра подъемных (насосно-компрессорных) труб, спущенных в скважину, и содержания воды в добываемой жидкости. В целях наиболее полного использования энергии, заключенной в том или ином пласте, отбор жидкости из скважин ограничивается.
Оборудование скважин состоит из наземного и подземного. К наземному относятся фонтанная арматура, мани-фольд, лубрикатор, выкидная линия для подключения скважины к системе промыслового сбора и транспорта нефти и газа. К подземному относятся насосно-компрессорные трубы, пакеры, клапаны-отсекатели, циркуляционные клапаны, конические глухие подвески, башмачные клапаны.
Фонтанная арматура крестового типа:
1-манометр; 2-трехходовый кран; 3-буфер; 4-задвижки; 5-крестовик елки; 6-переводная катушка; 7-переводная втулка; 8-крестовик трубной головки; 9-65-мм задвижки; 10-штуцер; 11-фланец головки
Фонтанная арматура, устанавливаемая на колонную головку, предназначена для герметизации устья, а также контроля и регулирования режима эксплуатации фонтанных нефтяных, газовых и газоконденсатных скважин. Соединения деталей и узлов арматуры фланцевые. Основные ее узлы – трубная головка и елка. Трубная головка предназначена для подвески одного или двух рядов подъемных труб, их герметизации, а также выполнения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Елка предназначена для направления продукции скважин по выкидам (струнам), контроля и регулирования режима эксплуатации скважин при помощи установленных на рабочих струнах штуцеров.
В процессе эксплуатации скважины газожидкостная смесь из подъемных труб проходит через центральную стволовую задвижку и направляется в один из выкидов, другой выкид закрыт.
Фонтанные арматуры различаются по конструктивному исполнению и прочностным показателям; рабочему давлению; размерам проходного сечения ствола; конструкции фонтанной елки и числу спускаемых в скважину рядов труб; виду запорных устройств. Изготовляют эту арматуру тройникового и крестового типов с условным проходом по стволу от 50 до 100 мм (рис. 10). Рассчитана она на давление 14, 21, 25 и 70 Мпа.
В процессе эксплуатации фонтанных скважин периодически возникает необходимость проводить исследование продуктивных пластов для определения пластовых давлений, температур и других характеристик пласта скважинными манометрами, термометрами и другими приборами. Приборы спускают через специальное герметизирующее устройство – лубрикатор, устанавливаемый на буферной задвижке фонтанной арматуры. После опрессовывания лубрикатора при помощи лебедки. Смонтированной на специальной машине, спускают скважинный прибор. Для наиболее экономичного расходования пластовой энергии и, следовательно, длительного фонтанирования скважины дебит ее регулируется созданием противодавления на устье при помощи штуцеров, которые монтируют на выкидных линиях, после боковой задвижки, между фланцевыми соединениями.
Конструкции штуцеров различны: втулочные, быстросъемные, регулируемые с диаметром отверстия от 3 до 15 мм и более.
В процессе эксплуатации фонтанных скважин оператор по добыче нефти контролирует давление на буфере, в затрубном пространстве, наблюдает за исправностью устьевого оборудования, измерительных приборов, выкидных линий и при необходимости проводит их текущий и мелкий ремонт. Данные о систематическом контроле за режимом эксплуатации скважины, ремонте, изменениях режима фиксируют в специальных журналах и рапортах. По этим данным устанавливают оптимальный режим эксплуатации скважины
Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам. Эти признаки включают в шифр фонтанной арматуры.
Фонтанная арматура включает трубную обвязку (головку) и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами.
Трубная обвязка – часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на колонную обвязку, предназначена для обвязывания одного или двух скважинных трубопроводов, контроля и управления потоком скважинной среды в затрубном (межтрубном) пространстве.
Скважинный трубопровод своим верхним концом закрепляется в катушке-трубодержателе, устанавливаемой на трубную головку, либо в муфте-трубодержателе, устанавливаемой в корпусе трубной головки.
Фонтанная арматура выпускается на рабочее давление – 14, 21, 35, 70, 105 и 140 Мпа, сечением ствола от 50 до 150 мм, по конструкции фонтанной елки – крестовая и тройниковая, по числу спускаемых в скважину рядов труб – однорядная и двухрядная и оборудована задвижками или кранами.
Схемы трубных обвязок фонтанной арматуры:
1 – ответный фланец; 2 – запорное устройство; 3 – трубная головка; 4 – манометр с запорно-разрядным устройством
Конструкция фонтанной арматуры обеспечивает возможность измерения давления на верхнем буфере елки, а также давления и температуры среды на буфере бокового отвода елки и трубной головки. Стандартами предусмотрено изготовление блочных фонтанных арматур, а также укомплектование по необходимости фонтанных арматур автоматическими предохранительными и дистанционно управляемыми устройствами.
Фонтанная елка – часть фонтанной арматуры, устанавливаемая на трубную обвязку, предназначена для контроля и регулирования потока скважинной среды в скважинном трубопроводе и направления его в промысловый трубопровод.
Типовые схемы фонтанных елок:
тройниковые – схемы 1, 2, 3 и 4; крестовые – схемы 5 и 6 (1 – переводник к трубной головке; 2 – тройник; 3 – запорное устройство; 4 – манометр с запорно-разрядным устройством; 5 – дроссель; 6 – ответный фланец; 7 – крестовина)
При оборудовании скважины двумя концентрическими колоннами НКТ (двухрядная конструкция подъемника) трубы большего диаметра подвешиваются на резьбовом соединении нижнего тройника (крестовина), который устанавливается на крестовину, герметизирующую затрубное пространство.
Трубы меньшего диаметра подвешиваются на резьбе переводника (стволовой катушки), размещаемом над тройником (крестовиком).
Типовые схемы фонтанных елок включают либо один (схемы 3 и 1), либо два (схемы 2 и 4) тройника (одно и двухъярусная арматура), либо крестовину (крестовая арматура – схемы 5 и 6).
Двухструнная (двухъярусная тройниковая и крестовая) конструкция елки целесообразна в том случае, если нежелательны остановки скважины, причем рабочей является верхняя или любая боковая струна, а первое от ствола запорное устройство – запасным. Сверху елка заканчивается колпаком (буфером) с трехходовым краном и манометром. Для спуска в работающую скважину приборов и устройств вместо буфера ставится лубрикатор.
Монтаж-демонтаж фонтанной арматуры на устье скважины производится автомобильными кранами или другими подъемными механизмами.
Типовые схемы фонтанной арматуры:
1 – фонтанная елка; 2 – трубная обвязка
Запорные устройства фонтанной арматуры изготовляются трех типов: пробковые краны со смазкой; прямоточные задвижки со смазкой типа ЗМ и ЗМС с однопластинчатым и ЗМАД – с двухпластинчатым шибером. Задвижки типов ЗМС и ЗМАД имеют модификации с ручным и пневмоприводом.
При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит по специальным трубам НКТ, спускаемым в скважины перед началом эксплуатации (в фонтанирующих скважинах опускаются до фильтра). Согласно ГОСТ 633-80 предусмотрены следующие условные размеры (по внешнему диаметру): 27, 33, 42, 48, 60, 73, 89, 102 и 114 мм с толщиной стенок от 3 до 7 мм. Длина труб 5÷10 м. Трубы бесшовные, из сталей с высокими механическими свойствами, на обоих концах резьба, соединяются между собой муфтами. Отечественные НКТ изготавливают 4 типов. НКТ могут быть изготовлены из алюминиевого сплава марки Д16. Применяют фиберговые трубы, а также безрезьбовые (гибкие) НКТ на барабанах длиной до 6000 м.