Газлифтная эксплуатация скважин реферат

Обновлено: 29.06.2024

После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности). Одним из таких способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт.

Использование газлифтного способа эксплуатации скважин в общем виде определяется его преимуществами.

1. Возможность отбора больших объемов жидкости практически при всех диаметрах эксплуатационных колонн и форсированного отбора сильнообводненных скважин.

2. Эксплуатация скважин с большим газовым фактором, т.е. использование энергии пластового газа, в том числе и скважин с забойным давлением ниже давления насыщения.

3. Малое влияние профиля ствола скважины на эффективность работы газлифта, что особенно важно для наклонно направленных скважин, т.е. для условий морских месторождений и районов освоения Севера и Сибири.

4. Отсутствие влияния высоких давлений и температуры продукции скважин, а также наличия в ней мехпримесей (песка) на работу скважин.

5. Гибкость и сравнительная простота регулирования режима работы скважин по дебиту.

6. Простота обслуживания и ремонта газлифтных скважин и большой межремонтный период их работы при использовании современного оборудования.

7. Возможность применения одновременной раздельной эксплуатации, эффективной борьбы с коррозией, отложениями солей и парафина, а также простота исследования скважин.

Указанным преимуществам могут быть противопоставлены недостатки.

1. Большие начальные капитальные вложения в строительство компрессорных станций.

2. Сравнительно низкий коэффициент полезного действия (КПД) газлифтной системы.

3. Возможность образования стойких эмульсий в процессе подъема продукции скважин.

Исходя из указанного выше, газлифтный (компрессорный) способ эксплуатации скважин, в первую очередь, выгодно использовать на крупных месторождениях при наличии скважин с большими дебитами и высокими забойными давлениями после периода фонтанирования.

Далее он может быть применен в наклонно направленных скважинах и скважинах с большим содержанием мехпримесей в продукции, т.е. в условиях, когда за основу рациональной эксплуатации принимается межремонтный период (МРП) работы скважин.

При наличии вблизи газовых месторождений (или скважин) с достаточными запасами и необходимым давлением используют бескомпрессорный газлифт для добычи нефти.

Эта система может быть временной мерой - до окончания строительства компрессорной станции. В данном случае система газлифта остается практически одинаковой с компрессорным газлифтом и отличается только иным источником газа высокого давления.

Газлифтная эксплуатация может быть непрерывной или периодической. Периодический газлифт применяется на скважинах с дебитами до 40-60 т/сут или с низкими пластовыми давлениями. Высота подъема жидкости при газлифте зависит от возможного давления ввода газа и глубины погружения колонны НКТ под уровень жидкости.

В среднем диапазон применяемых значений давления ввода газа составляет 4,0-14,0 МПа. Диапазон производительности газлифтных скважин при непрерывном газлифте 602000 т/сут.

Технико-экономический анализ, проведенный при выборе способа эксплуатации, может определить приоритет использования газлифта в различных регионах страны с учетом местных условий. Так, большой МРП работы газлифтных скважин, сравнительная простота ремонта и возможность автоматизации предопределили создание больших газлифтных комплексов на Самотлорском, Федоровском, Правдинском месторождениях в Западной Сибири. Это дало возможность снизить необходимые трудовые ресурсы региона и создать необходимые инфраструктуры (жилье и т.д.) для рационального их использования.

4.2. Системы и конструкции газовых подъемников

Газлифт (эрлифт) - система, состоящая из эксплуатационной (обсадной) колонны труб и опущенных в нее НКТ, в которой подъем жидкости осуществляется с помощью сжатого газа (воздуха). Иногда эту систему называют газовый (воздушный) подъемник. Способ эксплуатации скважин при этом называется газлифтным.

По схеме подачи от вида источника рабочего агента - газа (воздуха) различают компрессорный и бескомпрессорный газлифт, а по схеме действия - непрерывный и периодический газлифт.

Схема работы газлифтного подъемника показана на рис. 4.1. В затрубное пространство нагнетают газ высокого давления, в результате чего уровень жидкости в нем будет понижаться, а в НКТ - повышаться. Когда уровень жидкости понизится до нижнего конца НКТ, сжатый газ начнет поступать в НКТ и перемешиваться с жидкостью. В результате плотность такой газожидкостной смеси становится ниже плотности жидкости, поступающей из пласта, а уровень в НКТ будет повышаться. Чем больше будет введено газа, тем меньше будет плотность смеси и тем на большую высоту она поднимется. При непрерывной подаче газа в скважину жидкость (смесь) поднимается до устья и изливается на поверхность, а из пласта постоянно поступает в скважину новая порция жидкости.

Дебит газлифтной скважины зависит от количества и давления нагнетания газа, глубины погружения НКТ в жидкость, их диаметра, вязкости жидкости и т.п.

Конструкции газлифтных подъемников определяются в зависимости от числа рядов насосно-компрессорных труб, спускаемых в скважину, и направления движения сжатого газа. По числу спускаемых рядов труб подъемники бывают одно- и двухрядными, а по направлению нагнетания газа - кольцевыми и центральными (см. рис. 4.1).

При однорядном подъемнике в скважину спускают один ряд НКТ. Сжатый газ нагнетается в кольцевое пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами, а га-

ёЁЙ. 4.1. ёЁЙГА1ы „ШЁШТЫх ббЬиА1Шб,

зожидкостная смесь поднимается по НКТ, или газ нагнетается по насосно-компрессорным трубам, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству. В первом случае имеем однорядный подъемник кольцевой системы (см. рис. 4.1, $), а во втором - однородный подъемник центральной системы (см. рис. 4.1, •).

При двухрядном подъемнике в скважину спускают два ряда концентрически расположенных труб. Если сжатый газ направляется в кольцевое пространство между двумя колоннами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутренним подъемным трубам, то такой подъемник называется двухрядным кольцевой системы (см. рис. 4.1, ,). Наружный ряд насоснокомпрессорных труб обычно спускают до фильтра скважины.

При двухрядном ступенчатом подъемнике кольцевой системы в скважину спускают два ряда насосно-компрессорных труб, один из которых (наружный ряд) ступенчатый; в верхней части - трубы большего диаметра, а в нижней - меньшего диаметра. Сжатый газ нагнетают в кольцевое пространство между внутренним и наружным рядами НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по внутреннему ряду.

Если сжатый газ подается по внутренним НКТ, а газожидкостная смесь поднимается по кольцевому пространству между двумя рядами насосно-компрессорных труб, то такой подъемник называется двухрЕ^ным центральной системы (см. рис. 4.1, „).

Недостатком кольцевой системы является возможность абразивного износа соединительных труб колонн при наличии в продукции скважины механических примесей (песок). Кроме того, возможны отложения парафина и солей в затрубном пространстве, борьба с которыми в нем затруднительна.

Преимущество двухрядного подъемника перед однорядным в том, что его работа происходит более плавно и с более интенсивным выносом песка из скважины. Недостатком двухрядного подъемника является необходимость спуска двух рядов труб, что увеличивает металлоемкость процесса добычи. Поэтому в практике нефтедобывающих предприятий более широко распространен третий вариант кольцевой системы - полутора-рЁ^ный подъемник (см. рис. 4.1, fc), которйй имеет преимущества двухрядного при меньшей его стоимости.

4.3. Наземное оборудование газлифтных скважин

В состав оборудования для обслуживания и эксплуатации газлифтных скважин входят: оборудование устья скважин

ОУГ-80х35, инструмент ГК и установка ЛСГ1К-131А или ЛСГ-16А для проведения скважинных работ.

Оборудование устья ОУГ-80х35 предназначено для снятия и посадки газлифтного клапана в эксцентричной скважинной камере без глушения и последующего освоения скважины (рис.

4.2). Оно состоит из уплотнительного узла проволоки 1 с направляющими роликами, трехсекционного лубрикатора 2, манометра 3 с разделителем, плашечного превентора 4 с ручным управлением, натяжного ролика 5 с очистительным устройством, полиспаста 8, монтажной мачты 6 и стяжного ключа 7. Ниже указаны его характеристики.

Техническая характеристика ОУГ-80х35

Узел уплотнения проволоки (рис. 4.3) с направляющим роликом состоит из корпуса 2, внутри которого размещены резиновые уплотнители 3 с отверстием под проволоку 2,4 мм, поджимаемые сверху через нажимную втулку 4 гайкой 5. В корпусе под резиновыми уплотнителями расположена свободно перемещающаяся армированная металлом резиновая втулка 1, герметизирующая уплотнитель в случае обрыва проволоки. Данное устройство позволяет заменять резиновые уплотнители под давлением при их выходе из строя.

Секции лубрикатора длиной по 2,5 м, предназначенные для размещения в них газлифтных сильфонных клапанов, ударного инструмента и приборов, соединены между собой быстросборными соединениями с резиновыми уплотнительными кольцами.

Превентор плашечный (рис. 4.4) состоит из корпуса 1 с вертикальным проходным диаметром 76 мм, крышек 3, плашек

2, винтов 4 и перепускного клапана 5. В нижней части расположен фланец для присоединения со стволовой задвижкой ар-

Рис. 4.4. Превентор плашечный

матуры. Шпонка 6 препятствует проворачиванию плашки. На наружной поверхности плашки имеются каналы для перепуска давления за плашку, что облегчает ее перемещение и увеличивает прижатие плашек друг к другу при перекрытии устья или обжим проволоки. Для облегчения открытия превентора под давлением на боковой стенке корпуса установки имеется пер е-пускной клапан, который позволяет уравновесить давление под и над плашками. К нижнему натяжному ролику крепится индикатор, показывающий натяжение проволоки в процессе работы.

Оборудование ОУГ-80х35 монтируют с помощью мачты, которая устанавливается на одну из гаек фланцевого крепления арматуры.

В комплект инструмента ГК входит инструмент из комплекта КИГК, который состоит из трех наборов (рис. 4.5).

Второй набор - инструменты для установки в скважине и извлечения из нее клапанов всех видов с замками или фиксатором. К этому набору относятся: рычажный ОР и консольный ОК отклонители для посадки оборудования в скважинные камеры, инструмент для спуска газлифтных клапанов ИСК, цанговый инструмент ИЦ для извлечения скважинного оборудова-

Рис. 4.5. Комплект инструмента КИГК:

а - устройство закрепления проволоки УЗП; 6 - грузовая штанга ШГр; в -шарнир Ш16; „ - гидравлический ясс ЯСГ; д - механический ясс ЯСМ; е -рычажный отклонитель ОР; ж - инструмент для спуска газлифтных клапанов ИСК; з - цанговый инструмент ИЦ; и - выпрямитель проволоки ВОП; к -ловильный проволочный инструмент ИЛП; л - трубный шаблон ШТ; м -печать ПК; н - гидростатическая желонка ЖГС; о - парафинорезка ПФ; п -скребок парафина СП; р - приемный клапан КПП; с - правочный инструмент ИП

ния из камер, а также инструменты из комплекта КИГК и ИКПГ.

Третий набор - инструменты вспомогательного назначения, применяемые при подготовке скважин к эксплуатации, а также при ремонтных и исследовательских работах. К ним относятся: выпрямитель проволоки ВОП, ловильный проволочный инструмент ИЛП, трубный шаблон ШТ, печать, гидростатическая желонка ЖГС, скребок парафина СП, приемный клапан КПП, правочный инструмент ИП, ограничитель, шток, керн (рис. 4.6 и табл. 4.1).

Установка ЛСГ-16А, смонтированная на шасси автомобиля “Урал-375Е”, предназначена для смены управления скважинным оборудованием на глубинах до 5000 м с помощью

Функция "чтения" служит для ознакомления с работой. Разметка, таблицы и картинки документа могут отображаться неверно или не в полном объёме!

Эксплуатация газлифтных скважин 1. Газлифтная эксплуатация нефтяных скважин 1.1 Область применения газлифта Область применения газлифта - высокодебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях (например, затопляемость, паводки, болота и др.). Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.

Логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности. Если притекающую пластовую энергию, характеризуемую газовым фактором, дополняют энергией газа, закачиваемого в скважину с поверхности, происходит искусственное фонтанирование, которое называется газлифтным подъемом, а способ эксплуатации - газлифтным.

Газлифтная (компрессорная) эксплуатация нефтяных скважин осуществляется путем закачки в скважину газа; метод эксплуатации носит название газлифтный. Газ в нефтяную скважину можно подать под давлением без его дополнительной компрессии из газовых пластов. Такой способ называют бескомпрессорным.

Принцип действия газлифта. В скважину опускают два ряда насосных труб. По затрубному пространству между наружной и внутренней трубами подают под давлением газ или воздух. Наружную трубу называют воздушной. Внутреннюю трубу, по которой нефть в смеси с газом или воздухом поднимается на поверхность, называют подъемной. Подъемная труба имеет меньшую длину по сравнению с воздушной. До закачки газа жидкость в подъемной и воздушной трубах находится на одном уровне. Этот уровень называют статическим - Нст. В этом случае давление жидкости на забое соответствует пластовому давлению. Рпл= Нст· r·g, отсюда Нст = Рпл /r·g. По воздушной трубе (затрубному пространству) в скважину под давлением этого газа жидкость полностью вытесняется в подъемную трубу, после этого газ проникает в подъемную трубу и перемешивается с жидкостью. Плотность газированной жидкости уменьшается и по мере ее насыщения газом достигается разность в плотности газированной и негазированной жидкостей.

Вследствие этого более плотная (негазированная) жидкость будет вытеснять из подъемной трубы газированную жидкость. Если газ подавать в скважину непрерывно, то газированная жидкость будет подниматься и выходить из скважины в систему сбора. При этом в затрубном пространстве подъемной трубы устанавливается новый уровень жидкости, называемый динамической высотой: Ндин= Рзаб/r·g. При этом давление из башмака подъемной трубы Р1 = (L - h0)· r·g = hп·r·g, где L - длина подъемной трубы;

h0 - расстояние от устья скважины до динамического уровня;

hп = L - h0 - глубина погружения подъемной трубы в жидкость.

Применяют газлифты однорядные и двухрядные

В однорядном в скважину опускают только одну колонну труб, по которой газожидкостная смесь поднимается из скважины на поверхность. В двухрядном подъемнике в скважину опускают две насосные колонны труб. По затрубному пространству этих колонн с

Кафедра транспорта и хранения нефти и газа

Автор: студентка гр. НГД-15-11_____________/Крючкова Карина
ОЦЕНКА:_____________
Дата:__________________
ПРОВЕРИЛ
Руководитель работы доц.______________________/Духневич Л. Н.

Оглавление
Введение……………………………………………………………………3
1.Газлифтный способ добычи нефти……………………………………..5
2. Техника безопасности при эксплуатации газлифтных скважин……..9
3. Обслуживание газлифтныхскважин…………………………………10
Заключение………………………………………………………………11
Список литературы……………………………………………………..12
I.
Введение
После прекращения фонтанирования из-за нехватки пластовой энергии переходят на механизированный способ эксплуатации скважин, при котором вводят дополнительную энергию извне (с поверхности). Одним из таких способов, при котором вводят энергию в виде сжатого газа, является газлифт.Использование газлифтного способа эксплуатации скважин в общем виде определяется его преимуществами.
Возможность отбора больших объемов жидкости практически при всех диаметрах эксплуатационных колонн и форсированного отбора сильнообводненных скважин.
Эксплуатация скважин с большим газовым фактором, т.е.использование энергии пластового газа, в том числе и скважин с забойным давлением ниже давлениянасыщения.
Малое влияние профиля ствола скважины на эффективность работы газлифта, что особенно важно для наклонно направленных скважин, т.е. для условий морских месторождений и районов освоения Севера и Сибири.
Отсутствие влияния высоких давлений и температуры продукции скважин, а также наличия в ней мехпримесей (песка) на работу скважин.
Гибкость и сравнительная простота регулирования режима работы скважин подебиту.
Простота обслуживания и ремонта газлифтных скважин и большой межремонтный период их работы при использовании современного оборудования.
7.Возможность применения одновременной раздельной эксплуатации, эффективной борьбы с коррозией, отложениями солей и парафина, а также простота исследования скважин.
Указанным преимуществам могут быть противопоставлены недостатки.
Большие начальныекапитальные вложения в строительство компрессорных станций.
Сравнительно низкий коэффициент полезного действия (КПД) газлифтной системы.
Возможность образования стойких эмульсий в процессе подъема продукции скважин.
Исходя из указанного выше, газлифтный (компрессорный) способ эксплуатации скважин, в первую очередь, выгодно использовать на крупных месторождениях при наличии скважин с большими дебитами и высокимизабойными давлениями после периода фонтанирования.
Далее он может быть применен в наклонно направленных скважинах и скважинах с большим содержанием мехпримесей в продукции, т.е. в условиях, когда за основу рациональной эксплуатации принимается межремонтный период (МРП) работы скважин.
При наличии вблизи газовых месторождений (или скважин) с достаточными запасами и необходимым давлением используютбескомпрессорный газлифт для добычи нефти.
Эта система может быть временной мерой — до окончания строительства компрессорной станции. В данном случае система газлифта остается практически одинаковой с компрессорным газлифтом и отличается только иным источником газа высокого давления.
Газлифтная эксплуатация может быть непрерывной или периодической. Периодический газлифт применяется на скважинах с дебитами до 40—60т/сут или с низкими пластовыми давлениями.
Технико-экономический анализ, проведенный при выборе способа эксплуатации, может определить приоритет использования газлифта в различных регионах страны с учетом местных условий. Так, большой МРП работы газлифтных скважин, сравнительная простота ремонта и возможность автоматизации предопределили создание больших.

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.

Читайте также: