Оборудование при фонтанной эксплуатации

 

 
 

       

.

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

ОБОРУДОВАНИЕ  ДЛЯ ФОНТАННОЙ

ЭКСПЛУАТАЦИИ  СКВАЖИН

                Фонтанная эксплуатация скважин  возможна,  когда пластовой энергии хватает для подъема продукции пласта на поверхность земли. В этом случае устье скважины оборудуется специальными устройствами, которые обеспечивают регулирование рабочих показателей (расход, давление) и направление потока пластового флюида (нефть, газ, вода, механические примеси) в промысловую сеть, а при необходимости - герметизацию скважинного пространства и проведение требуемых технологических операций. Кроме устьевого оборудования современная фонтанирующая скважина имеет достаточно сложное внутрискважинное оборудование. 

Фонтанная арматура, ее схемы  и назначение 

             Фонтанная арматура предназначена для герметизации устья, контроля и регулирования режима эксплуатации скважин (эксплуатационных и нагнетательных).      

           

            Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки (рис. 2.1).

             Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке и предназначается для подвески одной или нескольких колонн НКТ и герметизации на устье межтрубных пространств. Трубная головка должна обеспечивать проход жидкости или газа в межтрубные пространства, а также позволяет контролировать давление в них и выполнять необходимые исследования скважины. Колонны подъемных труб подвешивают к трубной головке на резьбе либо на 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.

            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 (рис. 2.1) 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, заглушка 9, фланец 10.

            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. Катушка или переводник служат для подвески НКТ или для перехода с одного размера деталей арматуры на другой. 

 

Рис. 2.1. Схема фланцевой фонтанной арматуры

1 - крестовина; 2 - тройник; 3 - переводник трубной головки (катушка);

4 - стволовая задвижка; 5 — буфер; б — вентиль или край; 7 - манометр;

8 - дроссель; 9 — заглушка; 10 - фланец

         

                               

                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 установлены шесть типовых схем арматуры (рис. 2.2): схемы 1-4 - тройниковые, схемы 5, 6 - крестовые.

 

Рис. 2.2. Типовые схемы фонтанной арматуры

1 - манометр; 2 - запорное устройство к манометру; 3 — фланец под манометр; 4 - запорное устройство; 5 - тройник, крестовина; 6 — дроссель; 7 - переводник трубной головки; 8 - ответный фланец; 9 — трубная головка 

              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.

               Шифр фонтанной арматуры в зависимости от ее схемы, конструкции, способа управления задвижками, условного прохода, давления  климатического исполнения я коррозионностойкости может включать от девяти и более буквенных и цифровых обозначений.

          

              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.  2.4).

               В некоторых случаях, при малом содержании абразива, ставят регулируемые штуцеры (рис. 2.5). В этом штуцере струя газа изменяет свое направление на 90°. Проходное сечение штуцера создается между иглой - наконечником 3 и втулкой штуцера 2. 

 

Запорные  устройства фонтанной  арматуры

          

              Запорные устройства фонтанной арматуры изготавливаются трех типов:

1) пробковые краны со смазкой по ТУ 26-14-24-77;

2)  задвижки прямоточные со смазкой типа ЗМ и ЗМС с однопла-стинчатым шибером по ТУ 26-16-45-77;

3) задвижки прямоточные со смазкой ЗМAД с двухпластинчатым шибером по ТУ 26-02-728-76 «Оборудование устья нефтяных и газовых скважин на рабочее давление 70 МПа».

 

По  условиям эксплуатации в зависимости  от состава скважинной среды запорные устройства изготавливаются  в трех исполнениях:

1) для нефти, газа и газоконденсата с содержанием Н₂S и СО₂ до 0,003% по объему каждого;

2) Н₂S и СО₂ до 6% по объему каждого;

3) СО₂ до 6% по объему.                                                                 

Задвижки  и  краны  применяются  в  стволовой  и  отводящей части фонтанной арматуры. Перед манометрами устанавливаются вентили.                                                                                                      

 

                  Пробковые краны со смазкой выгодно отличаются от задвижки (рис. 2.6). Для его открывания или закрывания достаточно повернуть пробку 2 на 90°. Уплотнительные поверхности крана покрыты смазкой и не отмываются потоком среды. 

 

             

               Прямоточная задвижка (рис. 2.9) работает на принципе самоуплотнения. Шпиндель 1 задвижки имеет опору качения, и поэтому М₂ приблизительно 0.

                                                                                                                                                  

             Для уменьшения осевых сил, действующих  на шпиндель задвижки, применяется разгрузочный шток. У задвижек обоих типов есть общий недостаток — для открытия и закрытия необходимо сделать несколько поворотов маховика, прилагая усилие.

              Вентили используют на вспомогательных линиях. 

Скважинное  оборудование для  фонтанной эксплуатации скважин

 

               При разрушении или повреждении устьевого оборудования, нарушении герметичности эксплуатационной колонны и некачественном цементировании межтрубного пространства переход скважины в открытое фонтанирование можно предотвратить,  применяя комплекс специального подземного скважинного оборудования, который также предназначен для обеспечения одновременной раздельной эксплуатации двух продуктивных горизонтов или более (рис. 2.11), разобщения вскрытого продуктивного горизонта от вышележащих или нижележащих пластов, разобщения колонны HКТ от затрубного пространства, обеспечения проведения многочисленных промысловых технологических операций, связанных с эксплуатацией или ремонтом скважины. Комплекс специального скважинного оборудования состоит из пакеров, якорей, разъединителей колонн, скважинного инструмента для подготовки ствола скважины, клапанов-отсекателей, циркуляционных и ингибиторных клапанов, посадочных ниппелей, а также |инструмента и принадлежностей канатной техники для управления подземным оборудованием.

              

          

 
 
 
 
 

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН ГАЗЛИФТНЫМ СПОСОБОМ 

Принцип работы газлифтного  подъемника

        

            Принцип действия газлифта заключается в разгазировании жидкости в подъемных трубах и уменьшении ее плотности. При непрерывной подаче газа газированная жидкость поднимается до устья скважины и выливается наружу. При газлифте в затрубном пространстве скважины устанавливается новый уровень, называемый динамическим, и соответствующее ему забойное давление.

            Газлифтный подъемник характеризуется глубиной погружения, высотой подъема жидкости и относительным погружением (рис. З.1)

                Глубина погружения — это высота столба дегазированной жидкости h, соответствующая давлению у башмака подъемника во время работы скважины.                                                                                       

                Высота подъема - это расстояние ho, от уровня жидкости до устья во время работы.

                Относительное погружение - это отношение глубины погружения h ко всей длине подъемника.

 

             В промысловой практике при определении относительного погружения обычно исходят из рабочего давления, т. е. из давления нагнетания газа. При этом задаются рабочим давлением, определяют относительное погружение.

            Для отличающиеся числом рядов спускаемых в скважину колонн труб, их взаимным расположением, направлением рабочего агента и газонефтяной смеси.

По  числу спускаемых рядов труб подъемники бывают:

1. однорядными;
2. двухрядными.

По  направлению нагнетания рабочего агента:

1. кольцевыми;
2. центральными.

 

               Центральная система. Рабочий агент нагнетают по центральной колонне труб, а газонефтяная смесь поднимается по кольцевому пространству. Обычно центральная система применяется при однорядном подъемнике. Основные преимущества системы: низкие пусковые давления и наиболее рациональное использование габаритов скважин. Ее недостатки: при наличии в жидкости песка выступающие муфты труб стачиваются, в результате чего возможен обрыв труб; при содержании в нефти парафина или при большой концентрации солей последние откладываются на стенках колонны и уменьшают ее диаметр. Поэтому в большинстве случаев применяют подъемники кольцевой системы.