Эксплуатация фонтанной арматуры реферат

Обновлено: 05.07.2024

Вложенные файлы: 1 файл

Введение.docx

РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА им. И. М. ГУБКИНА

Кафедра машин и оборудования нефтяной и газовой промышленности

Выполнила: Данилова А.В.

Проверил: Деговцов А.В.

Под фонтанной эксплуатацией скважин понимается такой способ эксплуатации, при котором располагаемая энергия на забое, в самом простом случае равная гидростатическому давлению, больше или равна энергии, которая расходуется на преодоление всех сопротивлений по длине скважины в процессе её эксплуатации. Основными источниками естественного фонтанирования скважин является потенциальная энергия жидкости и газа, выделяющегося из нефти при давлении, меньшем давления насыщения. Таким образом, естественное фонтанирование осуществляется только за счет природной энергии скважинной продукции. В зависимости от физико-химических свойств продукции, составляющие природной энергии могут быть различными по величине: энергия жидкости больше энергии газа, энергия газа больше энергии жидкости или энергии равны между собой. И этот фактор требует эксплуатации скважин при различных технологических режимах. В итоге мы получаем, что в зависимости от режима, химических свойств и абразивности скважинной продукции, газового фактора и т. д. используются различные схемы оборудования скважин и подбираются различные материалы для изготовления оборудования.

По мере истощения пластовой энергии, фонтанирование скважин прекращается и возникает необходимости в механизированном способе добычи скважинной продукции. Газлифтным способом эксплуатации называется подъём продукции на дневную поверхность с помощью потенциальной энергии газа. В качестве рабочего агента используется природный газ или попутно-добываемый. Сегодня эксплуатация газлифтом осуществляется в двух модификациях:

с использованием сжатого газа, получаемого на компрессорных станциях (компрессорный газлифт)
с использованием сжатого газа, отбираемого из газовой залежи (бескомпрессорный газлифт)

Компрессорный газлифт относится к механизированному способу эксплуатации скважин. Он обладает рядом преимуществ и недостатков по сравнению с насосной эксплуатацией. Преимущества:

возможность эксплуатации высокодебитных скважин
простота оборудования, спускаемого в скважину
простота регулирования работы скважины

Недостатки компрессорного газлифта:

низкий КПД, в сравнении с насосами, особенно обводнённой продукции (может составлять всего несколько процентов)
строительство компрессорной станции, что является дорогостоящей операцией
чаще всего, высокие затраты удельной энергии на подъём единицы продукции

В данном реферате и будет рассмотрено оборудование, которое применяется для добычи нефти фонтанным и газлифтным способом эксплуатации.

Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным и газлифтным способом

Несмотря на то, что в основе эксплуатации скважин этими двумя методами лежат принципиально различные физические процессы, функционирование данных скважин обеспечивается одними и теми же устройствами. Наземное и скважинное оборудование в этом случае является схожим. Это оборудование применимо как для нефтяных, так и для газовых скважин.

Следует отметить, что фонтанная эксплуатация в настоящее время применяется в основном в странах Ближнего Востока. В России период фонтанирования скважин в большинстве случаев очень непродолжительный. Сейчас естественным фонтанным способом на территории России эксплуатируется всего 3-4% скважин из всего фонда. Газлифт также не распространен. Этим способом разрабатывается около 0,3% фонда скважин, но есть перспективы при разработке этим способом. (см. Введение)

Оборудование для фонтанной эксплуатации скважин

Принципиальная схема комплекса оборудования для фонтанной эксплуатации

Рис 2.1. Схема комплекса для фонтанной эксплуатации

Оборудование для эксплуатации скважины фонтанным способом состоит (рис. 2.1.) из фонтанной арматуры 1 (ФА), которая включает фонтанную ёлку, смонтированную на трубной головке. ФА предназначена для направления продукции в манифольд, контроля и регулирования работы скважины, удержания колонны НКТ, обеспечения доступа в затрубное пространство. В нижней части колонны НКТ установлены следующие устройства: ниппель опрессовочного клапана 2; телескопическое устройство 3, для предотвращения деформаций колонны, которые могут возникнуть из-за удлинения колонны под действием высоких температур и давления; ингибиторный клапан 4, предназначенный для подачи ингибитора через затрубное пространство в полость НКТ; циркуляционный гидравлический 5 и циркуляционный механические клапаны; разъединитель колонны 7, который располагает выше пакера, для разъединения колонны, при необходимости подъёма колонны НКТ; пакер 8. Ниже пакера располагается ниппель клапана-отсекателя 9, в который устанавливается сам клапан-отсекатель 10 (автоматический, управляемый). В нижней части колонны НКТ, спускаемой на уровень перфорационных отверстий, устанавливается ниппель приёмного клапана 11 и приёмный клапан 12. Всё это оборудование не нарушает основных принципов эксплуатации, но служит для более эффективной и безопасной эксплуатации.

Наземное оборудование фонтанных скважин. Технологические требования

Многообразие условий разработки нефтяных месторождений предопределяет комплекс требований к фонтанной арматуре. Также требования диктуются законами охраны недр, экологией, техникой безопасности и созданием условий жизнедеятельности работающего персонала.

Принципиальная схема устьевого оборудования состоит из колонной (трубной) головки, фонтанной ёлки, что вместе составляют фонтанную арматуру, и манифольдов.

Колонная (трубная) головка

Колонная головка предназначена для обвязки устья скважины для герметизации межтрубных пространств, обвязки обсадных колонн (ОК) и установки фонтанной ёлки. Все колонные головки должны удовлетворять следующим требованиям:

надёжная герметизация межтрубных пространств
возможность контроля за давлениям во всех секциях межтрубного пространства
универсальность (возможность использования различных ОК)
быстрый и удобный монтаж
высокая надёжность (так как в процессе эксплуатации колонная головка не подлежит ремонту)

Необходимость в ФА возникла в связи с применением подъёмника и устройств для регулирования расхода. Фонтанная арматура предназначена для:

подвески колонн НКТ
герметизации и контроля пространства между колоннами и затрубного пространства
проведения технологических операций при вызове притока, освоении, эксплуатации, исследовании и ремонте скважины
направления продукции на замерную установку
регулирования режима работы скважины и проведения глубинных исследований путём спуска приборов в подъёмник
закрытия скважин

Эксплуатация скважин осуществляется в самых различных условиях. Из-за этого постоянно возникала необходимость в совершенствовании ФА. В итоге применяются различные типы ФА по конструкции и по прочностным признакам:

по рабочему давлению
по размерам проходного ствола
по конструкции фонтанной ёлки: крестовые (АФК) и тройниковые (АФТ)
по числу рядов НКТ, спускаемых в скважину: однорядные и двухрядные
по типу запорных устройств: с кранами или задвижками
по типу соединения элементов арматуры

Принципиальные схемы ФА

Рис. 2.2. Принципиальные схемы фонтанной арматуры

Различные схемы ФА возникали по мере поступления различных технологических задач. Простейшая фонтанная арматура состоит тройника, запорного устройства, вентиля, манометра и штуцера. Случаи выхода из строя задвижек и необходимость из-за этого останавливать работающую скважину привели к решению ставить на выкидных линиях задвижки-дублёры. Во время работы скважины открыта одна из задвижек, но при необходимости ремонта или в экстренных ситуациях можно использовать вторую задвижку. Необходимость смены или ремонта дросселирующего устройства без остановки скважины привела к созданию схемы тройниковой арматуры с двумя выкидными линиями. Но существенным недостатком данного вида арматуры является сложность при её обслуживании, так как данная ФА имеет большую высоту. Также одним из недостатков является действие момента силы, возникающего в результате расположения выкидных линий с одной стороны. Это привело к появлению крестовых схем ФА.

Современная ФА – сложная металлоёмкая конструкция, которая в большинстве случаев изготовляется из высоколегированных сталей с большим содержанием легирующих элементов: никеля, хрома, молибдена, ниобия. Наиболее сложная конструкция ФА изготовляется для добычи нефти и газа на шельфе.

Фонтанная арматура на данный момент представляет собой сочетание крестовин, тройников, запорных устройств, вентилей, лубрикаторов, манометров и устройств для подвески НКТ. Конструкция ФА зависит:

требуемого расхода (изменяется диаметры проходных сечений)
различных давлений (разные прочности корпусов, конструкция уплотнений и креплений)
содержания в продукции агрессивных веществ (Н₂S и СО₂) и климатических условий (влияет на марки сталей и виды уплотнений)

Тройниковые схемы ФА применяются на скважинах с низким и средним давлениями, крестовую – на скважинах с высоким давлением. На скважинах с высоким давлением обычно устанавливается по задвижке-дублёру.

Нефть находится под землей под таким давлением, что при прокладке к ней пути в виде скважины она устремляется на поверхность. Как правило, фонтанируют скважины только в начале своего жизненного цикла, т.е. сразу после бурения. Через некоторое время давление в пласте снижается и фонтан иссякает. Если скважина эксплуатируется фонтанным способом, то на поверхности устанавливают специальное оборудование — фонтанную арматуру. ФОНТАННАЯ АРМАТУРА (. Christmas tree) — комплект устройств, монтируемый на устье фонтанирующей скважины для его герметизации, подвески нефти и газа на Ярино-Каменноложском, Кокуйском и Уньвинском месторождениях">лифтовых колонн и управления потоками продукции скважины.

Фонтанная арматура выполняет несколько функций, главные из которых: удержание на весу колонны НКТ, спущенной в скважину, а при двухрядном подъемнике — двух колонн, герметизация затрубных пространств и их взаимная изоляция, обеспечение возможности регулирования режима работы скважины в заданных пределах, непрерывности ее работы и исследования скважины путем измерения параметров ее работы как внутри самойскважины, так и на поверхности

Фонтанная арматура должна выдерживать большое давление (при полном закрытии фонтанирующей скважины), давать возможность производить замеры давления как в лифтовых трубах, так и на выходе продукции из скважины, позволять выпускать или закачивать газ при освоении скважины. Фонтанная арматура включает колонную и трубную головки, фонтанную ёлку и манифольд.

фонтанный арматура манифольд елка

Колонная головка, расположенная в нижней части фонтанной арматуры, служит для подвески обсадных колонн, герметизации межтрубных пространств и контроля давления в них. При простейшей конструкции скважины (без промежуточных технических колонн) вместо колонной головки используют колонный фланец, устанавливаемый на верхней трубе эксплуатационной колонны. Трубная головка монтируется на колонной головке и служит для подвески и герметизации лифтовых колонн при концентрическом или параллельном спуске их в скважину.

Фонтанная ёлка устанавливается на трубной головке и служит для распределения и регулирования потоков продукции из скважины. Состоит из запорных (задвижки, шаровые или конические краны), регулирующих устройств (штуцеры постоянного или переменного сечения) и фитингов (катушки, тройники, крестовины, крышки).

Фонтанная арматура (2)

. и средних давлениях. Тройниковую арматуру с двухструнной елкой рекомендуют для скважин, в продукции которых содержаться механические примеси. Рис. 3. Типовые схемы фонтанной арматуры: 1 - манометр; . фонтанной елки. Фонтанная арматура выполняет несколько функций, главные из которых: 1. удержание на весу колонны НКТ, спущенной в скважину, а при двухрядном подъемнике -- двух колонн; 2. герметизация .

Манифольд связывает фонтанную арматуру с трубопроводами. Элементы фонтанной арматуры соединяются фланцами или хомутами. Для уплотнения внутренних полостей используют эластичные манжеты, наружных соединений — жёсткие кольца, большей частью стальные. Привод запорных устройств ручной, при высоком давлении пневматический или гидравлический с местным, дистанционным или автоматическим управлением. При отклонении давления продукции скважины от заданных пределов или в случае пожара на скважине автоматически закрываются запорные устройства. Давление во всех полостях контролируется манометрами. Запорные и регулирующие устройства могут дублироваться и заменяться под давлением при работе скважины, возможна также смена под давлением фонтанной ёлки. Для спуска в работающую скважину приборов и другого оборудования на фонтанную арматуру устанавливают лубрикатор — трубу с сальниковым устройством для каната или кабеля, в которой размещается спускаемое в скважину оборудование. Рабочее давление фонтанной арматуры 7-105 МПа, проходное сечение центрального запорного устройства 50-150 мм. Фонтанные арматуры скважин морских месторождений с подводным устьем имеют специальные конструкции для дистанционной сборки и управления.

Запорные устройства — задвижки и краны применяемых в фонтанной арматуре типов широко используются в оборудовании почти для всех технологических процессов и операций при добыче нефти и газа, а в несколько измененном виде и при бурении скважин. В частности, они используются в противовыбросовом оборудовании, в манифольде буровых насосов, в оборудовании для гидроразрыва пласта, для кислотной обработки и вообще во всех промывочных агрегатах, нефтегазопромысловых коммуникациях и сооружениях для сбора, разделения, транспорта пластовой жидкости, нефти и газа, для закачки воды и газа в пласт. Значительная часть этих запорных устройств применяется в оборудовании для первичной переработки нефти и газа и их транспортировки.

Клиновая задвижка (рис. 4.9) наиболее простая, но имеет существенные недостатки: в открытом положении клин 7 поднят выше проходного отверстия, и уплотняющие поверхности клина и кольца в корпусе практически омываются потоком смеси, идущей из скважины. При этом идет коррозия и эрозия мест уплотнения. Открытая полость задвижки представляет собой местное сопротивление с расширением. Здесь образуются вихри и создаются условия для выпадения солей и механических примесей.

Рис. 4.9. Клиновая задвижка: 1 — маховик; 2 — крышка манжеты; 3 — манжета; 4 — шпиндель и его бурт осевой опоры; 5 — крышка задвижки; 6 — прокладка; 7 — клин; 8 — корпус; 9 — кольцо

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.

Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным и газлифтным способами

. 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 . установки вставных клапанов-отсекателей. Иногда в скважине устанавливают пакер. Несмотря на относительную простоту оборудования скважин для фонтанной добычи нефти и газа, оно выполняет очень ответственные функции .

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.

СХЕМА УСТАНОВКИ ФОНТАННОЙ АРМАТУРЫ

На головке скважины; нефть поступает через отверстия перфорации и поднимается вверх под воздействием пластового давления. 1 — пакер (сальник); 2 — фонтанная арматура; 3 — трубопровод для оттока нефти в хранилище; 4 — поверхностная обсадная колонна (кондуктор); 5 — цемент; 6 — промежуточная (техническая) обсадная колонна; 7 — эксплуатационная обсадная колонна; 8 — насосно-компрессорная колонна; 9 — извлекаемый флюид.

Виды фонтанной арматуры.

Крестовая арматура (рис. 4.7, а) для скважин, не содержащих абразив, с проходным (условным) отверстием 50 мм, рассчитана на рабочее давление 70 Мпа.

Рис. 4.7. Фонтанная арматура: а — арматура крестовая; б — арматура тройниковая

Елка арматуры имеет два сменных штуцера, что позволяет быстро их заменять. Арматура рассчитана как на однорядный, так и на двухрядный подъемник, в последнем случае используется другая трубная головка.

Тройниковая арматура (рис. 4.7, б) для скважин содержащих абразив. Трубная головка, кроме крестовины 1, имеет тройник 2, что позволяет нести два ряда НКТ. На арматуре, рассчитанной на большое давление, на боковых отводах установлено не по одной, а по две задвижки. Это обусловлено большей надежностью примененных задвижек при одновременном обеспечении возможности их смены на работающей скважине, т.е. без ее остановки.

Примеры похожих учебных работ

Реферат давление газа

. меняется со временем относительно некоторой (средней) величины. Давление газа давление газа на стенку сосуда x манометрами. Жидкостные манометры: открытый – для измерения небольших давлений выше атмосферного закрытый - для измерения небольших .

Регулятор давления газа

Давление газа понятие вакуума межзвездный газ

. к лампе, изменяется цвет излучаемого света. В межзвёздном газе также происходят процессы, приводящие к излу . облаком, для землянина это глубокий вакуум, в миллиард раз разреженнее, чем вакуум, создаваемый, например, в кинескопе телевизора. .

Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным и газлифтным способами

. — буферная задвижка; 11 — задвижки выкидных манометров; 12- центральная задвижка. При исследовании скважин часто необходимо устанавливать над фонтанной елкой лубрикатор для спуска того или иного прибора. Для этой .

«Оборудование для освоения скважин

. на относительную простоту оборудования скважин для фонтанной добычи нефти и газа, оно выполняет очень ответственные функции и должно быть особенно надежно, так как аварии с оборудованием при фонтанировании могут привести .

Фонтанная арматура (2)

. Тройниковую арматуру рекомендуется использовать при низких и средних давлениях. Тройниковую арматуру с двухструнной елкой рекомендуют для скважин, в продукции которых содержаться механические примеси. Рис. 3. Типовые схемы фонтанной арматуры: .

Метод эксплуатации скважин, при котором подъем нефти или смеси нефти с газом от забоя на поверхность осуществляется за счёт природной энергии, называют фонтанным.
В случае если давление столба жидкости, наполняющей скважину, меньше пластового давления и призабойная зона не загрязнена,то жидкость будет фонтанировать. Фонтанирование может происходить под влиянием гидростатического напора или энергии расширяющегося газа, или того и другого вместе.
В большинстве случаев главную роль в фонтанировании скважин играет газ, содержащийся вместе с нефтью в пласте. При эксплуатации скважины, пробуренной на такой пласт, свободный газ из нефти начинает выделяться лишь в подъемных трубах и на глубине, где давление ниже давления насыщения нефти газом. В этом случае подъем нефти в скважине будет происходить за счёт гидростатического напора и энергии сжатого газа, проявляющейся только в верхней части скважины.

1.Фонтанная эксплуатация скважин

Фонтан является эффективным методом формирования микроклимата в парковых пространствах и городских площадей. Для его оптимального функционирования и экономичности важен выбор рационального конструктивного решения и его местоположения. При выборе того или иного типа фонтана необходимо учитывать не только рельеф, окружающую застройку, но и размещение фонтана относительно искусственных или естественных источников воды.
Если давление столба жидкости, заполняющей скважину до устья, меньше пластового, тогда скважина будет переливать на поверхность, т.е. будет фонтанировать. Количество добываемой из скважин жидкости либо газа за определённое время принято называть дебитом жидкости или газа. B прoмыcлoвoй прaктикe дeбит принятo измeрять зa сутки. Условия фонтанирования cквaжин зaвиcят oт энeргии гaзoжидкocтнoй cмecи, рacхoдуeмoй на подъём 1 т жидкocти, cрeднeй cкoрocти движeния cмecи и процентного содержания воды в дoбывaeмoй жидкocти. B цeлях нaибoлee пoлнoгo использования энергии отбор жидкocти из cквaжины oгрaничивaeтcя.

Энергетическийбаланс:
W1 + W2 + W3 = Wп + Wи ,
где W1 –энергиянаподъемжидкостиигазасзабоядоустья
скважины;
W2 – энергия, расходуемаягазожидкостнойсмесьюпридвижениичерез
устьевоеоборудование;
W3 – энергия, уносимаяструейжидкостиигазазапределустья
скважины;
еслиWи = 0, тоэксплуатацияназываетсяфонтанной;
приWи≠ 0 эксплуатацияназываетсямеханизированнойдобычей
нефти.
Фонтанирование скважин происходит в том случае, если перепад давления между пластовым и забойным будет достаточным для преодоления противодавления столба жидкости и потерь давления на трение. Для пуска скважины в эксплуатацию фонтанным способом нужно либо уменьшить удельный вес находящейся в ней жидкости, либо понизить ее уровень. Фонтанирование скважин в процессе испытания испытателем пластов может произойти в двух случаях: при катастрофическом падении уровня промывочной жидкости в затрубном пространстве ввиду негерметичностипакеровки резинового элемента и через бурильные трубы, если - не закрывается впускной клапан. Фонтанирование скважины возможно, если из пласта на забой поступают флюиды, количество энергии которых не меньше, чем нужно ее для их подъема на поверхность.
Фонтанирование скважины прекращается, когда пластовой энергии становится недостаточно для подъема жидкости от забоя скважины на поверхность. Обычно процесс фонтанирования скважины стараются продлить нагнетанием в скважину сжатого газа или воздуха. Нафонтанирование скважин влияет величина буферного давления, с повышением давления на устье скважины труднее обеспечить ее фонтанирование до высокой степени обводнения, однако при этом возрастает эффективность системы сбора нефти и газа. Примeнeниe прoгрeccивнoй cиcтeмы cбoрa и трaнcпoртa нeфти и газа, при кoтoрoй прoдукция трaнcпoртируeтcя зa cчeт буфeрных дaвлeний на скважинах, приводит к coкрaщeнию чиcлa oбъeктoв, трeбующих oбcлуживaющeгo пeрcoнaлa, и к максимальной кoнцeнтрaции тeхнoлoгичecких oбъeктoв в пунктaх oбcлуживaния.
Обычно фонтанирование скважин прекращается при обводненности. Когдафонтанирование скважины остановилось либо когда оно не происходило вследствие недостаточного давления в пласте, приступали к вычерпыванию- тартанию - нефти из скважины. Дляфонтанирования скважин необходимо, чтобы пластовое давление было больше гидростатического давления жидкости ( газожидкостной смеси или газа) в стволе скважины. Подъем жидкости за счет гидростатического напора происходит только до определенной глубины, где давление становится меньше давления насыщения. Тогда из жидкости начинает выделяться газ, который способствует дальнейшему подъему ее на поверхность.

Условие фонтанирования скважины :
Рпл>· g · h,
гдеРпл–гидростатическоедавлениепласта, МПа
– плотностьгидростатическогостолбажидкости, кг/м3
g –ускорениесвободногопадения, м/с2
h –высотастолбажидкости, м

Зарегистрируйся, чтобы продолжить изучение работы

1.Фонтанная эксплуатация скважин

2 . Оборудование фонтанной скважины
Оборудование фонтанной скважины обычно состоит из арматуры устья и колонны НКТ. Колонна НКТ в некоторых случаях оснащается приемной воронкой, иногда клапанами-отсекателями или седлами для установки вставных клапанов-отсекателей. Иногда в скважине устанавливают пакер.
Несмотря на относительную простоту оборудования скважин для фонтанной добычи нефти и газа, оно выполняет очень ответственные функции и должно быть особенно надежно, так как аварии с оборудованием при фонтанировании могут привести к выбросам и пожарам. Крoмe тoгo, oнo чacтo вecьмa мeтaллoeмкo (мacca арматуры устья скважины cocтaвляeт oт 0,6 дo 4,0 т), чтo при значительном числе фoнтaнирующих cквaжин вeдeт к бoльшoму рacхoду мeтaллa. Поэтому при конструировании aрмaтуры нeoбхoдимo cтрeмитьcя нe тoлькo к увeличeнию ее надежности, но и к coкрaщeнию мeтaллoeмкocти.
2.1. Фонтанная арматура
Арматура как укрепляющий и усиливающий элемент давно используется в строительстве. Однако эта важная часть любой конструкции будет исправно выполнять свои функции только при условии ее правильного выбора. Для каждой сферы строительства предназначается свой тип армирующих изделий.
Основное предназначение арматуры – восприятие растягивающих напряжений в железобетонных конструкциях и усиление бетонной составляющей в зоне сжатия. Внешняя простота этого важного элемента, укрепляющего самые различные строительные конструкции, таковой кажется лишь с первого взгляда. При усложнении нынешнего уровня строительной индустрии, к арматуре предъявляются повышенные требования. При выборе арматуры необходимо ориентироваться на сферу ее применения, т.к. различают несколько типов этого строительного элемента.
Фонтанная арматура предназначена для герметизации устья, контроля и регулирования режима эксплуатации скважин (эксплуатационных и нагнетательных). Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки.
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 контроль давления в них и выполнения необходимых исследований скважины. Колонны подъемных труб подвешивают к трубной головке на резьбе либо на муфте; в первом случае, при однорядной конструкции лифта трубы подшивают на стволовой катушке; при двухрядной конструкции внутренний ряд - на стволовой катушке, а наружный - на тройнике трубной головки.
Фонтанная арматура выполняет несколько функций, главные из которых:
- удержание на весу колонны НКТ, спущенной в скважину, а при двухрядном подъемнике — двух колонн;
- герметизация затрубного пространства и их взаимная изоляция;
- обеспечение возможности регулирования режима работы скважины в заданных пределах, непрерывности ее работы и исследования скважины путем измерения параметров ее работы как внутри самой скважины, так и на поверхности.
Трoйникoвую aрмaтуру рeкoмeндуeтcя иcпoльзoвaть при низких и средних давлениях.Тройниковую арматуру c двухcтруннoй eлкoй рeкoмeндуют для cквaжин, в продукции которых содержаться мeхaничecкиe примecи. Крecтoвaя и трoйникoвaя oднocтрунныe aрмaтуры предназначены для скважин, в прoдукции кoтoрых нeт мeхaничecких примeceй.
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.
Параметры фонтанной арматуры:
Фонтанная арматура выпускается (ГОСТ 13846-89):
на рабочее давление – 7, 14, 21, 35, 70, 105 и 140 МПа,
сечением ствола от 50 до 150 мм,по числу спускаемых в скважину рядов труб – однорядная и двухрядная и оборудована задвижками или кранами.

2.2 Манифольд
Манифольд – система труб и отводов с задвижками или кранами – служит для соединения фонтанной арматуры с трубопроводом, по которому продукция скважины поступает нагрупповую замерную установку (ГЗУ).
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

В процессе работы фонтанной арматуры при необходимости замеряют температуру проходящей среды. Температуру замеряют с помощью термометров через термокарман.

В фонтанной арматуре чаще всего используют шиберные задвижки и пробковые краны.

Клиновые задвижки применяют только в малодебитных и низконапорных скважинах. В отличие от клиновой задвижки в прямоточной задвижке (рис. 21.3) и в пробковом кране (рис. 21.4) запорный элемент уплотняется смазкой, которая одновременно служит для снижения трения, и поэтому они не требуют больших усилий при управлении ими. В прямоточных задвижках для достижения герметичности категорически запрещается применять рычаг, так как герметичность при плоских плашках от усилия затяжки не зависит, а можно сломать шпиндель. Категорически запрещено эксплуатировать задвижки в полуоткрытом состоянии.

В процессе эксплуатации фонтанной арматуры с прямоточными задвижками требуется через каждые 20 открытий - закрытий, но не реже одного раза в три месяца, через клапан нагнетательный

набивать корпус смазкой. Марка смазки указывается в нормативно-технической документации. Заполнение корпуса смазкой не дает возможности оседать различным механическим примесям, а также скапливаться агрессивной жидкости. Герметичность затвора прямоточной задвижки повышается за счет применения уплотнительной смазки, которая автоматически подается к поверхности затвора за счет давления среды в корпусе задвижки.

Раз в два-три месяца необходимо смазывать подшипники шпинделя. Марка смазки указывается в нормативно-технической документации.

В фонтанной арматуре с крановыми запорными устройствами после установки на скважине необходимо провести дополнительную набивку уплотнительной смазкой всех кранов и проверить краны на плавность работы затвора. Смазка набивается масленкой, которая ввинчивается в резьбовое отверстие шпинделя вместо вывинченного нажимного болта.

Кран в момент набивки смазки должен быть или полностью открыт, или полностью закрыт. Допускается проводить поднабивку смазки при помощи нажимного болта. Однако это менее удобно и требует больших затрат времени.

После заполнения крана смазкой нажимной болт необходимо поставить в исходное положение. Рекомендуется завернуть его на половину длины, чтобы в процессе эксплуатации продавливать смазку на уплотнительные поверхности вращением нажимного болта на 5-6 оборотов. Регулярная подача смазки на уплотнительные поверхности крана обеспечит постоянную герметичность затвора. Если давление среды в скважине близко к рабочему давлению крана (14 МПа), то смазку рекомендуется подавать при помощи нажимного болта после 3-5 перекрытий затвора. Необходимо обязательно проводить поднабивку смазки после депарафинизации скважин паром и после других технологических операций, проводимых при давлениях, близких к рабочему. Для надежной работы затвора необходимо регулярно проверять наличие смазки в системе крана и по мере необходимости, но не реже одного раза в три месяца, проводить поднабивку смазки масленкой.

Смазку необходимо подавать в масленку до тех пор, пока подача смазки не станет затруднительной. Если кран разбирался, то при сборке необходимо установить зазор между уплотнительными поверхностями корпуса и пробки в соответствии с требованиями нормативно-технической документации. Для этой цели уплотнительные поверхности как корпуса, так и пробки должны быть очищены от старой смазки, протерты досуха чистой тряпкой и промыты в керосиновой ванне. Полость над пробкой должна быть заполнена смазкой, а уплотнительная поверхность пробки вновь смазана тонким слоем уплотнительной смазки. Только после этого пробка может быть поставлена на место. По окончании сборки крана регулировочный винт необходимо затянуть до отказа, а потом ослабить на 1/8 оборота. Это обеспечит нормальный эксплуатационный зазор между уплотнительными поверхностями корпуса и пробки. После установки зазора между корпусом и пробкой кран заполняют смазкой.

При заклинивании пробки надо отвинтить регулировочный винт на один-два оборота, а затем добавлять масленкой в кран смазку и завинчивать нажимной болт в шпиндель до тех пор, пока пробка не освободится от заклинивания. После ликвидации заклинивания требуется завинтить регулировочный винт.

Фонтанную арматуру, находившуюся до установки в эксплуатации на другой скважине, необходимо очистить от грязи, промыть и проверить, а если требуется, то провести ремонт с обязательным последующим гидроиспытанием. Ремонт задвижки или пробкового крана включает: разборку и промывку деталей в керосиновой ванне, замер деталей и их отбраковку, ремонт изношенных деталей и изготовление новых, сборку и гидроиспытание.

Этот порядок сохраняется при ремонте задвижек всех диаметров и типов. В процессе разборки и сборки применяют разнообразный слесарный инструмент и необходимые приспособления. Технологические операции в процессе ремонта в основном сводятся к ликвидации раковин наплавкой с последующей механической обработкой, к исправлению резьбы, шабровке уплотнительных поверхностей и др.

Читайте также: