Рис. 3.2. 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) (рис. 3.1б).

Типовые схемы фонтанных  елок (рис. 3.2) 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.

Типовые схемы фонтанной  арматуры приведены на рис. 3.3. Монтаж-демонтаж фонтанной арматуры на устье скважины производится автомобильными кранами  или другими подъемными механизмами.

Рис. 3.3. 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.

Предельная глубина спуска одноразмерной равнопрочной колонны  труб (L_доп), исходя из расчета только на растяжение от собственной силы тяжести, определяют по формуле:

и для гладких труб (по страгивающей нагрузке резьбового соединения)

,

 где    L_доп - допустимая длина подвески труб, м;

d_m - предел текучести материала труб при растяжении, Па (373÷930МПа)

К  - коэффициент прочности, К=1,5;

r - плотность материала труб, кг/м³ (для стали r = 7800÷7860);

Q_стр - страгивающая нагрузка для труб в Н (для НКГ диаметром 73 мм, стали Д Q_стр = 278 кН);

q_тр - масса 1 м труб, кг.

3.1.3. Оборудование  для придусмотрения открытых  фонтанов

Для предупреждения открытых фонтанов при эксплуатации фонтанных скважин применяются  комплексы типа КУСА и КУСА-Э. Они  могут обслуживать от одной до восьми скважин в случае разгерметизации  устья, при отклонении от заданных параметров (давления, дебита) работы скважин и  при возникновении пожара.

Основные элементы комплексов – пакер, скважинный клапан-отсекатель, устанавливаемый внутрь НКТ на глубине до 200 м, и наземная станция управления. Управление клапаном-отсекателем может быть пневмо- (тип КУСА) или электрогидравлическим (типа КУСА-Э).

Запорным органом служит хлопушка или шар.

Клапан-отсекатель (также  и задвижка арматуры) может быть закрыт со станции управления принудительным путем или дистанционно с пульта диспетчера, связанного со станцией управления посредством промысловой телемеханики.

Имеются еще автоматические клапаны-отсекатели, срабатывающие  при увеличении дебита скважины выше заданного. Они устанавливаются  на НКТ. Автоматизация фонтанной  скважины предусматривает и автоматическое перекрытие выкидной линии разгруженным отсекателем манифольдным типа РОМ-1. Отсекатель срабатывает автоматически  при повышении давления в трубопроводе на 0,45 МПа (образование парафиновой  пробки) и при понижении давления до 0,15 МПа (порыв трубопровода).

Для обеспечения длительной и бесперебойной работы скважин  в фонтанном режиме эксплуатации большое значение имеет регулирование  пластовой энергии за счет изменения  объема нефти, поступающего из скважины и называемого дебитом скважин. Для ограничения дебита скважин  в боковом отводе фонтанной елки устанавливается сменный штуцер-вставка  из износостойкого материала с калиброванным  отверстием строго определенного диаметра. Диаметр штуцера определяет количество поступающей из скважины нефти в  зависимости от принятого режима работы скважины. Обычно диаметр штуцера  равен 3 ¸ 15 мм и больше. Могут применяться быстро-сменяемые и быстрорегулируемые забойные штуцеры, которые устанавливаются в фонтанных трубах на любой глубине и

 

Рис. 3.4. Комплекс устьевого  фонтанного оборудования:

1 – оборудование обвязки обсадных колонн;

2 – фонтанная арматура; 3 – манифольд; 4 – станция управления арматурой.

 

 

 

удерживаются пакерами. Спуск  и подъем забойных штуцеров осуществляется на стальном канате при помощи лебедки. Комплекс устьевого фонтанного оборудования показан на рис. 3.4.

3.1.4. Освоение и  пуск в работу фонтанных скважин

Осуществляется снижением  давления на пласт путем:

1) последовательной замены  глинистого раствора в скважине  жидкостью и газожидкостной смесью  меньшей плотности (глинистый  раствор à вода à нефть);

2) использования азота  инертного или газа ( вытеснением  части жидкости из скважины, ее  аэрацией);

3) свабирования.

3.1.5. Борьба с  отложением парафина в подъемных  трубах

Одним из факторов, осложняющих  процесс эксплуатации скважин, является отложение парафина на стенках подъемных  труб, устьевой арматуры и выкидных линий.

Для борьбы с отложениями  парафина применяют следующие основные способы:

1. Механический, при котором парафин со стенок труб периодически удаляется специальными скребками и выносится струей на поверхность.

2. Тепловой, при котором скважина промывается теплоносителем (паром, горячей водой или нефтепродуктами).

3. Использование подъемных труб с гладкой внутренней поверхностью (остеклованных или покрытых специальным лаком или эмалями).

4. Химический,  при котором парафин удаляется с помощью растворителей.

Неполадки в работе фонтанных  скважин - нарушение режимов:

1. Парафино- и гидратообразование  в трубах.

2. Образование песчаных  пробок на забоях.

3. Разъедание штуцера.

4. Забивание песком, парафином  штуцера или выкидной линии.

5. Появление воды в скважине.

Исследование  фонтанных скважин  необходимо для установления правильного режима эксплуатации. Исследования проводятся как методом пробных откачек, так и по кривой восстановления забойного давления после остановки скважины. Метод пробных откачек применяют при исследовании для определения продуктивной характеристики скважин и установления технологического режима ее работы, а исследование по кривой восстановления забойного давления - для определения параметров  пласта.

Кроме этого, периодически ведут  отбор проб  для определения  свойств нефти.

Идея метода пробных откачек - в замене (4¸5 раз) штуцеров и измерении параметров.

Глубинные измерения  производятся глубинными приборами (манометрами), которые  лебедками (ручными, механизированными) спускают в скважину на стальной проволоке  диаметром от 0,6 до 2,0 мм.