Фонтанная добыча нефти

     Фонтанная  елка монтируется на трубной  головке и предназначена для  направления отбираемых из скважины жидкости и газа в манифольд, регулирования и контроля за работой фонтанной скважины.

     Основными  деталями и узлами фонтанной  арматуры являются крестовина 1, имеющая два боковых отвода, тройник  2, имеющий один боковой отвод,  катушка или переводник 3, запорное  устройство 4, фланец под манометр  или буфер 5, кран 6, манометр 7, дроссель 8, ответный фланец 9.

     Крестовина  и тройник позволяют отводить  добываемую смесь к манифольдам или иметь сообщение с одним из межтрубных пространств. На этих же деталях можно подвесить колонну НКТ. Колонна подвешивается непосредственно на этой резьбе или через переводный патрубок 10. Катушка или переводник служат для подвески НКТ или для перехода с одного размера деталей арматуры на другой.

 

Рис. 6.

 

     Детали и  узлы арматуры соединяются между  собой резьбой, фланцами с уплотнениями  или хомутами. По этому признаку  арматура делится на резьбовую, фланцевую и хомутовую (бугельную).

Вертикальная, стволовая  часть елки выполняется тройниковой  – одно или двухструнной либо крестовой  – двухструнной. По этому признаку арматура делится на тройниковую и крестовую. Схемы фонтанной арматуры по данному признаку регламентированы ГОСТ 13846-84, по которому установлено шесть типовых схем арматуры ( рис. 7): схемы 1 – 4 – тройниковые, схемы 5, 6 – крестовые.

     Тройниковую  арматуру рекомендуется использовать  при низких и средних давлениях.  Тройниковую арматуру с двухструнной  елкой рекомендуют для скважин,  в продукции которых содержаться  механические примеси.

     Крестовая  и тройниковая однострунные арматуры  предназначены для скважин, в  продукции которых нет механических  примесей.

     Для средних и высоких  давлений рекомендуют применять  крестовую арматуру. Крестовая арматура  значительно ниже тройниковой,  что облегчает ее обслуживание. К недостаткам крестовой арматуры  относится то, что при выходе  из строя одного из отводов  необходимо закрывать нижнее  стволовое запорное устройство, а следовательно, останавливать скважину. У тройниковой арматуры с верхним рабочим отводом при выходе его из строя можно закрыть среднюю стволовую задвижку и включить в работу нижний отвод.

     При исследовании  скважин часто необходимо устанавливать  над фонтанной елкой лубрикатор  для спуска того или иного  прибора. Для этой цели в  тройниковой и крестовой арматуре предусмотрено верхнее стволовое запорное устройство.

Рис. 7

     При больших скоростях  истечения газа с абразивом  наблюдается повышенный износ  деталей арматуры. Поэтому в последнее  время вместо литых деталей  переходят к изготовлению штампованно-сварных,  изготовленных из легированных  сталей, за счет чего достигается  уменьшение веса деталей, с  этой целью также предлагаются  новые конструкции деталей .

    Запорные устройства  служат для полного перекрытия  или полного открытия проходного  сечения ствола или отвода. Регулировка  параметров потока неполным закрытием  запорного устройства не допускается.  Для регулировки параметров потока  и, следовательно, режима работы  скважины используются специальные  узлы – дроссели (штуцера). Штуцеры  применяют в основном нерегулируемого  типа (рис. 9). Втулка штуцера 4 с  калиброванным отверстием, внутренняя  поверхность которого покрыта  износостойким материалом, устанавливается  на конусе корпуса 5. Уплотнение

 

Рис. 9. Нерегулируемый штуцер

 

корпуса 5 и фланцев 1 осуществляется металлическими прокладками 2 фонтанной  арматуры. На патрубок 3 небольшой длины  приваривается фланец 1, эта часть  манифольда легко может быть снята для контроля состояния или замены втулки 4.

     В некоторых  случаях, при малом содержании  абразива, ставят регулируемые штуцеры 

( рис. 10). В этом штуцере  струя газа изменяет свое направление   на 90^о. Проходное сечение штуцера создается между иглой – наконечником 3 и втулкой штуцера 2.

 Рис. 10. Регулируемый штуцер

 

 

Изменение сечения производится вращением маховика 6. Величину открытия штуцера указывает стрелка на штоке 5, перемещающаяся по шкале стойки 4. Корпус штуцера присоединяется к отводу фонтанной арматуры с помощью резьбы или фланцевого соединения.

 

в) Фланцевые соединения фонтанной арматуры.

     Наиболее распространено  соединение узлов и деталей  арматуры с помощью фланцев.  При фланцевом соединении деталей  арматуры уплотнение осуществляется  в большинстве случаев металлическим  кольцом овального или восьмиугольного  сечения (рис. 12) Эластичные, неметаллические  уплотнения широко применяются  в поверхностных соединениях  системы сбора и подготовки  нефти.

 

Рис. 12.

     Усилие, действующее  на кольцо, не должно приводить  к его остаточным деформациям.

     В первом  варианте (рис. 12, б) уже при сборке кольцо соприкасается с канавками фланцев по их внутреннему и внешнему скосам. Уплотнение происходит за счет упругой деформации кольца и фланцев в месте их соприкосновения.

    Во втором варианте (рис. 12, в) кольцо соприкасается в начале сборки только с внешним скосом канавки у верхнего фланца и фаски у нижнего фланца. При затяжке соединения шпильками кольцо уменьшается в диаметре (в пределах упругих деформаций) и доходит до внутреннего скоса канавки, в этот момент затяжка прекращается.

   Момент упора кольца  во внутренний скос заметен  по резкому возрастанию усилия  затяжки гаек у шпилек.

     При работе  уплотнения, когда в арматуре  повышается давление, фланцы раздвигаются  под действием давления и кольцо  занимает первоначальное положение  (см. рис. 12, б). Усилия при этих двух вариантах использования кольца рассчитывают различными методами. Но в обоих случаях определяются усилия предварительной затяжки, рабочее усилие при повышении в арматуре давления, учитывается влияние разности температур откачиваемой жидкости или газа и окружающей арматуру среды и влияние веса боковых отводящих труб, подсоединенных к арматуре.

   Арматура выпускается  для использования по второму  варианту уплотнения, но на практике  часто применяется и первый.

г) Манифольд

Фонтанная арматура скважины соединяется с промысловыми коммуникациями сбора пластовой жидкости или  газа с помощью манифольда, который представляет собой сочетание трубопроводов и запорных устройств, а иногда и клапанов, обвязывающих фонтанную арматуру. Манифольд служит для подключения к трубному и затрубному пространствам агрегатов для проведения различных операций при пуске и эксплуатации скважины.

Манифольды фонтанной арматуры обычных нефтяных скважин состоят из нескольких задвижек, крестовиков, тройников, и других элементов. На более ответственных нефтяных скважинах манифольд состоит из большего числа элементов. Еще более сложны манифольды для высокодебитных газовых скважин.

 

Рис. 13. Манифольды фонтанной арматуры: а — манифольд газовой скважины; б — манифольд нефтяной скважины.

В фонтанной арматуре 1 за катушкой 2 и угловыми регулирующими  штуцерами 3 и 4 обе рабочие струны и струны затрубного пространства обвязываются манифольдом с задвижками, крестовиками, тройниками, катушками, КИП, предохранительными клапанами и продувочно-задавочной линией, состоящей из линий 5 для подключения агрегатов, сбора глинистого раствора 6, подключения сепаратора 7, штуцеров 8, ДИКТа 9 и факельной линии 10. Манифольд обеспечивает подачу в скважину ингибитора; глушение с помощью продувочно-задавочной линии и продувку скважины по трубному и затрубному пространствам; проведение газодинамических исследований; подключение насосных агрегатов на достаточном расстоянии от устья; безопасного сжигания газа и конденсата в факеле; сбор глинистого раствора и других рабочих жидкостей при освоении; глушение и интенсификацию притока жидкости к забою. В манифольдах фонтанной арматуры газовых скважин применяются клапаны-отсекатели, отключающие скважину при понижении и повышении давления по сравнению с заданным. Арматура и манифольд газлифтных и нагнетательных скважин собираются из элементов, часть которых составляет арматуру и манифольд фонтанных скважин.

 

Подземное оборудование:

 

а) Компоновки комплекса подземного оборудования

 

Рис. 14.  Схема компоновки комплекса

подземного оборудования:

 

1 – колонная головка

2 – запорная арматура

3 – ОК

4 – НКТ

5 – телескопическое соединение

6 – перепускной клапан

7 – ингибиторный клапан

8 – разъединитель колонны

9 – клапан-отсекатель

10 – пакер

11 – обратный клапан

12 – фонтанная арматура

При разрушении или повреждении  устьевого оборудования, нарушении  герметичности эксплуатационной колонны  и некачественном цементировании межтрубного  пространства, переход скважин на открытое фонтанирование можно предотвратить, применяя комплекс специального подземного скважинного оборудования, который  также предназначен для обеспечения  одновременной, раздельной эксплуатации двух продуктивных горизонтов или более, разобщения вскрытого продуктивного  горизонта от вышележащих или  нижележащих пластов, разобщения колонны  НКТ от затрубного пространства, обеспечения проведения многочисленных промысловых технологических операций, связанных с эксплуатацией или ремонтом скважины.

б) Скважинные уплотнители – пакеры. Пакеры служат для разобщения частей ствола скважины по вертикали и герметизации нарушенных участков обсадной колонны, для разобщения зон затрубного пространства, расположенных выше и ниже пакеров. Применяют в обсадной (эксплуатационной) колонне нефтяных, газовых и нагнетательных скважинах при их эксплуатации, ремонте. Перепады давления, воспринимаемые пакерами, находятся в интервале от 7 до 70 МПа. Температура окружающей среды при эксплуатации скважин может изменяться от 40 до 100 °С, а при тепловом воздействии на пласт достигает в некоторых случаях 300…400 °С.

 

в) Клапаны – отсекатели.

Клапаны –  отсекатели предназначены для автоматического перекрытия колонны НКТ и отсечки потока продукции скважины при нарушении установленного режима ее эксплуатации в результате частичного повреждения или полного разрушения устьевого оборудования, нарушения герметичности эксплуатационной колонны скважины, затрубное пространство которой загерметезировано пакером. При обустройстве скважин пакер и клапан – отсекатель обычно устанавливают непосредственно над продуктивным горизонтом.

Забойные клапаны –  отсекатели должны отвечать следующим требованиям:

• надежно автоматически  перекрывать колонну НКТ при  всех возможных нарушениях режима эксплуатации скважины;

• обладать способностью надежно устанавливаться на необходимой глубине и извлекаться без спуска и подъема НКТ;

• обеспечивать возможность  проведения различных технологических  операций ниже глубины установки  клапана – отсекателя, возможность проведения ремонтов устьевого и глубинного оборудования без глушения скважины.

Критический дебит, при котором  срабатывает автоматический клапан-отсекатель, принимают обычно на 15…20% больше оптимального. Настройка клапана обеспечивается подбором площади проходного сечения сменных штуцеров и усилия пружины. Перепад давления на сменных штуцерах допускается обычно в интервале от 0,1 до 0,7 МПа. Клапан-отсекатель обычно устанавливается в колонне НКТ на ниппель. Устанавливают его путем сбрасывания в колонну НКТ, или с использованием канатной техники, либо с применением специального посадочного инструмента. В нижней части клапан-отсекатель должен иметь замок с фиксатором для посадки на ниппель.

 

г) Насосно-компрессорные трубы (НКТ).

Из насосно-компрессорных  труб (НКТ) составляются колонны, спускаемые в скважину. Колонны НКТ могут  служить в основном для следующих  целей:

- подъема на поверхность отбираемой из пласта жидкости, смеси жидкости и газа или одного газа;

- подачи в скважину жидкости или газа (осуществления технологических процессов, интенсификации добычи или подземного ремонта);

- подвески в скважине оборудования;

- проведения в скважине ремонтных, в том числе бурильных, работ. Насосно-компрессорные трубы в нашей стране изготавливаются

согласно ГОСТ 633 и ГОСТ Р 2004 года, предусматривающим изготовление НКТ в исполнениях А и Б (А - повышенной точности) четырех конструкций:

- гладких труб и муфт к ним;

- труб с высаженными наружу концами (В) и муфт к ним;

- гладких высокогерметичных труб (НКМ) и муфт к ним;

- безмуфтовых труб (НКБ) с высаженными наружу концами.

 

Рис. 22.  Гладкая НКТ  и муфта к ней.

Рис. 23. НКТ с высадкой наружу и  муфта к ней.

 

В последние годы получили применение так называемые непрерывные наматываемые (безмуфтовые или гибкие) трубы длиной до 2500 м, а в некоторых случаях - до 5500 м. Эти трубы выпускаются с прокатного стана полной строительной длины (или отдельными бухтами длиной от 300 до 650 м, которые соединяются между собой с помощью стыковой сварки) без промежуточных резьбовых соединений и сматываются в бухту. Они спускаются в скважину со специального агрегата, обычно смонтированного на большегрузной автомашине. Такая труба вводится во внутреннюю полость НКТ и идет до забоя (если нет насоса). Подается промывочный флюид, осуществляется промывка, вытаскивается труба. Указанные трубы применяются, в основном, для проведения технологических операций (очистка скважины от песчаных и гидратных пробок, освоение скважин, забуривание вторых стволов и т.д.).