Назначение фонтанной арматуры скважины

Фонтанная арматура – это трубная конструкция схема и устройство подключения которой имеет фланцевое соединение с различными тройниками, соединительными устройствами и т.д. Во время обустройства системы фланцевое соединение уплотняют стальными прокладками с минимальным содержанием углерода.

Узел из фонтанной арматуры

Фонтанная арматура предназначена для выполнения множества функций. Одна из них- это типовые обвязки трубопроводов. Это устройство позволяет управлять потоком среды в скважине и осуществлять контролирующие производство процессы.

Фонтанная арматура широко используется при герметизации и при проводке отводов выкидных линий. Практически во все типовые виды работ, связанных с прокладкой трубопроводов, необходимо задействовать подобное устройство.

1 Назначение фонтанной арматуры

Фонтанная арматура имеет основные случаи использования:

• герметизация скважины;
• формирование отвода продукции;
• регулировка скважинного дебита;
• доступ непосредственно к забою скважины;
• манипуляции в затрубном пространстве (проведение операций по забору проб не останавливая производство, изменение давления и температуры в скважинном забое).

Фонтанная арматура используется при избыточном давлении под воздействием больших нагрузок. Применяют конструкцию в том случае, когда есть вероятность воздействия агрессивной среды в скважинах. Часто ее используют при больших абразивных нагрузках, когда в воде насчитывают большое количество объединений различных пород.

Использование фонтанной арматуры для добычи нефти

Использовать систему нужно с учетом того, что этот тип оборудования должен иметь высокую прочность и долговечность, без чего производство будет неэффективным. Основной выбор применения данного оборудования это — добыча газа и прокладка нефтяных трубопроводов.
к меню ↑

1.1 Разновидности

Госстандарт определил несколько видов фонтанной арматуры:

1. Тройниковая/Крестовая (выбор зависит от конфигураций фонтанной елки). Боковые отводы подсоединяются к сборным и замерным установкам с помощью выкидных линий.
2. Двухрядная или однорядная (количество рядов насосных изделий, спускающихся в скважину).
3. Оснащена задвижками или кранами. Задвижки используют для нефтяных скважин, а краны – для газовых.

Читайте также: обзор арматуры марки А3, список ее преимуществ и параметров.

В зависимости от конструктивных и прочностных признаков, фонтанная обвязка классифицируется по:

1. Рабочему давлению. Стандартная обвязка рассчитана на давление 7-105 МПа. Арматуру, рассчитанную на максимально высокое давление, применяют для очень глубоких скважин, или в которых было зафиксировано аномально высокое пластовое давление (АВПД).
2. Размеру проходного сечения ствола (50-150 мм). Конструкция с диаметром ствола от 100 до 150 мм, рассчитана на высокодебитные нефтяные и газовые скважины.

Выбирая материал для изготовления устройства, необходимо учесть свойства среды, без чего не обойтись. При пожаро- и взрывоопасной среде не рекомендуют останавливать выбор на чугунных деталях.

Типовые схемы и номера таблиц находятся в прейскуранте Министерства машиностроения.

Фонтанная елка ЕФ6Д-100/80×70КЗ

Типовые виды арматуры включают различные задвижки, краны, клапаны, вентили. Специальная обвязка состоит из редукционных вентилей, затворов и клапанов для катализаторопроводов и резервной арматуры.

Читайте также: где применяют арматуру марки А1, и чем она отличается от других классов?

Заказывая типовое подключение заводам-изготовителям, необходимо сообщить ее условные обозначения с определённой схемы.
к меню ↑

2 Конструкция

Производство арматуры, согласно ГОСТ 13846-84, предполагает использование схемы тройникового и крестового типа.

Устройство состоит из:

• трубная головка;
• фонтанная елка;
• запорные устройства с ручным управлением;
• дроссели.

Трубная головка используется для подвески нескольких рядов НКТ, а также их герметизации. Кроме того, трубная головка принимает участие в технологических операциях, которые включают: освоение, эксплуатацию и ремонт скважины.

Подвешивание колон осуществляют (на резьбе):

• если однорядный лифт – на резьбе катушки;
• если двухрядный лифт: внутренняя колонна – на резьбе катушки, наружная колонна – на резьбе крестовины трубной головки.

Трубная головка предполагает замену своих боковых задвижек. Этот процесс осуществляется с помощью специальных глухих пробок, которые устанавливают в резьбовых отверстиях корпуса.

Запорные устройства на фонтанной арматуре с ручным упралением

• направляет продукцию в выкидную линию;
• принимает участие в установке специальных устройств;
• замеры давления и температуры среды;
• спуск скважинных приборов для очистки труб.

Читайте также: какие бывают классы арматуры, и чем они отличаются друг от друга?

Запорные устройства представлены в виде проходных пробковых кранов и прямоточных задвижек с подачей смазки. Их основное предназначение – перекрытие проходных отверстий.

Колонные головки выполняют функцию подвески для обсадной колонны, герметизация и контроль давления между колоннами труб.
к меню ↑

2.1 Технические требования к конструкции

ГОСТ 13846-89 определяет фонтанную арматуру как устройство, предназначенное для герметизации скважин, перекрытия среды и ее направления в манифольд, и проведение других технологических операций.

Согласно ГОСТ 16350-80 фонтанная арматура может быть использована в умеренном и холодном макроклиматических районах. Размещение производится по категории 1 (ГОСТ 15150-69).

Оптимальная температура воздуха окружающей среды: от -60 ºC и до +40 ºC .

Качественная арматура долговечна и выдерживает атмосферные нагрузки

ГОСТ 51365-2009 установил использование определенного материала и уровень технических требований, которые больше всего подходят к условиям эксплуатации.

Производство деталей можно проектировать по индивидуальным заказам с учетом того, что все условия эксплуатации и выбор комплектующего материал будут соответствовать установленным стандартам.
к меню ↑

2.2 Обозначение АФК

• АФ – арматура фонтанная;
• К – способ подвешивания трубопровода по ГОСТ 13846-84;
• n – схема по ГОСТ 13846-84 (n = 1-6);
• Э – кабельный ввод;
• 65×21 – условный проход и рабочее давление в МПа;
• ХЛ – климатические исполнения изделия;
• К1 – категория коррозионной стойкости.

Типовые схемы по ГОСТ 13846-89:

• АФ1, АФК 1;
• АФ2, АФК 2;
• АФ3, АФК 3;
• АФ4, АФК 4;
• АФ5, АФК 5;
• АФ6, АФК 6.

2.3 Монтаж и демонтаж фонтанной арматуры

В процессе пользование скважины производится монтаж и опрессовка конструкции. Основную функцию в присоединении осуществляют колонные головки. Находящиеся в верхнем фланце отверстия, позволяют прикрепить детали различных типоразмеров.

Монтаж узла оборудования из фонтанной арматуры

1. Между фланцами укладывают специальную малоуглеродистую сталь с овальным сечением.
2. При помощи элеваторов опускают колонну компрессорных труб.
3. Свинчивают трубы (перед свинчиванием нужно смазать резьбу труб).
4. Спускают колонны труб.

Читайте также: чем хороша арматура А500С, и какие у нее характеристики?

По окончанию установки производят опрессовку для проверки герметичности всех соединений.

Ремонт конструкции происходит в специализированных мастерских. Предварительно, фонтанная арматура, разбирается на отдельные детали. Елку тщательно моют и проверяют остальные составляющие.

Фонтанная арматура имеет конструктивную особенность, что позволяет защитить почву и окружающую среду от содержимого трубопровода.
к меню ↑

2.4 Использование фонтанной арматуры в нефтедобывающей отрасли (видео)

До начала испытания скважины на ее устье, кроме колонной головки, должна быть установлена стальная фонтанная арматура. Она включает в себя: фланцы, стальные тройники, крестовины, катушки и запорные приспособления (задвижки, краны). Фонтанная арматура состоит из двух частей (рис. 3.2): трубной головки и фонтанной елки.

Трубная головка своим нижним фланцем присоединяется к верхнему фланцу колонной головки. Она предназначена для подвески насосно-компрессорных труб и герметизации пространства между ними и эксплуатационной колонной, а также для подачи через боковое ответвление крестовины воды, нефти или газа в кольцевое пространство между трубами при вызове притока и глушении скважины.

Фонтанную елку (верхнюю часть фонтанной арматуры) устанавливают на трубную головку. Фонтанная елка предназначена для контроля и регулирования работы скважины, направления движения пластового флюида в линию выброса, подачу в скважину жидкости или газа при вызове притока и заглушения скважины.

До установки на устье скважины фонтанная арматура подвергается гидравлическому испытанию на пробное давление, которое в 2 раза больше паспортного рабочего давления. При этом все задвижки кроме верхней должны быть открыты.

После установки арматуры ее верхнюю часть (елку) испытывают на давление, равное пробному, принятому для данной арматуры, при закрытых нижней стволовой и боковой задвижек (кранах). Елку опрессовывают через отверстие для манометра на буфере с выдержкой под давлением на протяжении 15 мин.

Трубную головку фонтанной арматуры, установленную на устье скважины, опрессовывают давлением, допускаемым для опрессовывания эксплуатационной колонны.

После монтажа фонтанной арматуры на устье скважины до начала работы следует проверить: плавность работы затвора всех задвижек; наличие смазки (провести контрольное набивание смазкой узлов уплотнения затвора и корпуса задвижки); соответствие стрелки на корпусах задвижек направлению потока пластового флюида из скважины; правильность размещения указателя открытие-закрытие затвора задвижки; затяжку всех фланцевых соединений. При необходимости следует подтянуть шипы.

Для надежной работы каждой задвижки после полного ее закрытия необходимо на 1/4 оборота повернуть маховик в направлении открытия.

В скважину с фонтанной эксплуатацией спускают НКТ. Их следует подвесить на устье скважины и направить через них продукцию скважины, для чего необходимо герметизировать пространство между НКТ и эксплуатационной колонной. Для поддержания оптимального режима фонтанирования необходимо регулировать степень использования пластовой энергии, для чего создают противодавление, как правило, на устье. Кроме того, оборудование устья должно предусматривать возможность замера давлений в затрубном пространстве и на выкиде, ввода в скважину газа или жидкости.

Эти задачи решает фонтанное устьевое оборудование, называемое фонтанной арматурой.

Условия работы фонтанной арматуры определяются:

давлением газов и газонефтяной среды со стороны скважины;

наличием мехпримесей и скоростью его движения в арматуре;

химическим составом газа и нефти и их температурой.

Основным фактором, влияющим на тип применяемого оборудования, является давление газа и газонефтяной смеси.

При спущенных до забоя НКТ и наличии на забое свободного газа затрубное пространство будет заполнено сжатым газом, и давление будет равно забойному давлению (без учета веса столба газа). При закрытии скважины это давление будет близко к пластовому. Следовательно, при эксплуатации пласта, содержащего свободный газ, рабочее давление фонтанной арматуры следует принимать близким к пластовому.

В первом приближении пластовое давление принимают равным гидростатическому.

Глубина вскрываемых пластов, а следовательно, и пластовое давление колеблется в широких пределах.

Для удовлетворения различным условиям фонтанирования по ГОСТ 13846-84 арматуру изготовляют по разным схемам.

Фонтанную арматуру различают по конструктивным и прочностным параметрам:

1) рабочему или пробному давлению (70-105 МПа);

2) размерам проходного сечения ствола елки (50-150 мм);

3) конструкции фонтанной елки (крестового и тройникового типов);

4)числу рядов труб, спускаемых в скважину (одно- или двухрядные);

5) виду запорных приспособлений (задвижки или краны);

6) устойчивости в среде двуокиси углерода (коррозионно-устой-чивое и обычное исполнение).

В соответствии с ГОСТ 13846-74 фонтанные арматуры выпускают тройникового типа на рабочие давления 7, 14, 21 и 35 МПа и крестового типа на рабочие давления 14, 21, 35, 70 и 105 МПа.

Фонтанная арматура с диаметрами ствола 100-150 мм предусмотрена для высокодебитных нефтяных и газовых скважин.

Типовые схемы оборудования устья скважин фонтанной арматурой представлены на рис. 3.3.

Во всех схемах для подвешивания двух рядов насосно-компрессорных труб допускается выполнение трубной головки с включением узла, состоящего из тройника и запорного приспособления, который устанавливается между переходником трубной головки (планшайбой) и крестовиной трубной головки.

Рабочее давление фонтанной арматуры должно соответствовать максимальному давлению, ожидаемому на устье скважины.

Схему и число исходных линий фонтанной арматуры выбирают в зависимости от характеристики скважины. Наиболее часто для нефтяных фонтанных и газовых скважин применяют арматуру с двумя выкидными линиями тройникового типа. Фонтанную арматуру с одной выкидной линией обычно используют для компрессорных или фонтанных скважин с небольшим устьевым давлением, а также не содержащих в своей продукции песка.

При ожидаемых очень высоких давлениях и содержании в продукции большого количества песка фонтанную елку оборудуют на месте под три выкидные линии.

Кроме основной центральной задвижки над крестовиной устанавливается вторая центральная или предохранительная задвижка, которая при работе всегда открыта и закрывается только в аварийных случаях. Для аварийных случаев предусмотрена установка второй задвижки между выкидами (струнами) и других задвижек – на крестовине, тройнике и струнах.

Во время работы фонтанной скважины следует полностью открывать и закрывать любую задвижку или кран фонтанной арматуры.

Верхняя выкидная линия елки всегда используется как рабочая, нижнюю выкидную линию приводят в действие только при замене рабочего штуцера или скошенных деталей оборудования, размещенного выше запасного выкида.

В арматуре на фланцах боковых стволов и катушке трубной головки предусмотрены отверстия для подачи ингибиторов в затрубное пространство и ствол елки, а на катушках боковых отводов – отверстия под карман для измерения температуры среды и вентили под манометры для измерения давления.

Для регулирования режима работы скважины предусмотрен штуцер. Контроль проводится по показаниям манометров на буфере и после дросселя.

Фонтанная арматура устанавливается на верхний фланец колонной обвязки.

На скважинах нефтяных и газовых промыслов страны применяются, в основном, арматуры ГОСТ 13846-89 и ГОСТ 13846-84.

Основные функции фонтанной арматуры:

– герметизация устья скважины;

– управление, контроль и регулирование технологического режима эксплуатации (работы) скважины;

– направление продукции скважины через манифольд в систему сбора и подготовки нефти и газа;

– полное закрытие или глушение скважины;

– обеспечение подвески одного или двух рядов насосно-компрессорных труб (НКТ);

– обеспечение спуска в скважину приборов, устройств, оборудования;

– обеспечение закачки в скважину рабочих агентов для воздействия на пласт или призабойную зону пласта и других специальных веществ.

Фонтанная арматура (ГОСТ 13846-89) классифицируется :

 по рабочему давлению от 14 до 140 МПа;

 по размерам проходного сечения ствола от 50 до 150 мм;

 по числу спускаемых в скважину рядов насосно-компрессорных труб на однорядные и двухрядные;

 по типу запорных устройств с задвижками или с кранами;

 по конструкции фонтанной елки на крестовые и тройниковые.

Фонтанная арматура состоит из трубной обвязки (трубной головки) и фонтанной елки

Трубная обвязка предназначена:

для подвески колонн насосно-компрессорных труб;

для герметизации пространства между обсадной эксплуатационной колонной и НКТ (затрубное пространство);

для промывки и закачки в скважину рабочих агентов и других веществ;

для контроля давления в затрубном пространстве;

для установки фонтанной елки.

Трубную обвязку изготавливают для подвески одного или двух рядов НКТ.

Она состоит из крестовины с двумя боковыми отводами и трубной подвески. Насосно-компрессорные трубы подвешиваются либо на муфте , либо на резьбе. В первом случае на крестовину 1 устанавливается муфтовая подвеска 4. Во втором случае на крестовину 1 устанавливается стволовая катушка 5 и на переводник или патрубок 3 подвешивается один ряд НКТ.

На одном из боковых отводов крестовины трубной обвязки устанавливается манометр 2 для контроля давления в затрубном пространстве.

Если в скважину спускается два ряда НКТ, то на крестовину 1 трубной обвязки устанавливается тройник 2.

На верхний фланец трубной обвязки устанавливается фонтанная елка.

Фонтанная елка предназначена:

для направления потока продукции скважины в выкидную линию на замерную установку;

для регулирования технологического режима эксплуатации скважины;

для обеспечения спуска в скважину приборов;

для закрытия скважины;

для контроля давления на устье (на буфере) скважины

Сверху елка заканчивается колпаком (буфером).

В тройниковой конструкции предусматриваются две выкидные линии: – верхняя (рабочая); – нижняя (запасная).

В крестовой конструкции имеется два боковых отвода: – запасной; – рабочий.

Запасные линии открывают только в случае необходимости устранения каких-либо неполадок в работе рабочей линии (смена дросселя, коррозионное разрушение и т.п.).

Схему и число выкидных линий фонтанной елки выбирают в зависимости от характеристики скважины. Чаще всего для фонтанных скважин применяют елки тройникового типа с двумя выкидными линиями. Фонтанные елки с одной выкидной линией обычно применяют для скважин с небольшим устьевым давлением (до 14 МПа) без абразивных частиц в продукции.

8 Физические свойства пластовых нефтей
Рассмотрим основные физические свойства нефти.
1-Плотность – отношение массы к объему. Единица измерения плотности в системе СИ выражается в кг/м 3 . Измеряется плотность ареометром. Ареометр – прибор для определения плотности жидкости по глубине погружения поплавка (трубка с делениями и грузом внизу).
2- Вязкость – свойство жидкости или газа оказывать сопротивление перемещению одних ее частиц относительно других. Она зависит от силы взаимодействия между молекулами жидкости. Для характеристики этих сил используется коэффициент динамической вязкости . За единицу динамической вязкости принят паскаль-секунда (Па с), т. е. вязкость такой жидкости, в которой на 1 м 2 поверхности слоя действует сила, равная одному ньютону, если скорость между слоями на расстоянии 1 см изменяется на 1 см/с. Жидкость с вязкостью 1 Па с относится к числу высоковязких.

В нефтяном деле, так же как и в гидрогеологии и ряде других областей науки и техники, для удобства принято пользоваться единицей вязкости в 1000 раз меньшей – мПа с. Так, пресная вода при температуре 20 имеет вязкость 1 мПа с, а большинство нефтей, добываемых в России, – от 1 до 10 мПа с, но встречаются нефти с вязкостью менее 1 мПа с и несколько тысяч мПа с. С увеличением содержания в нефти растворенного газа, ее вязкость заметно уменьшается. Для большинства нефтей, добываемых в России, вязкость при полном выделении из них газа (при постоянной температуре) увеличивается в 2 4 раза, а с повышением температуры резко уменьшается.

Вязкость жидкости характеризуется также коэффициентом кинематической вязкости, т. е. отношением динамической вязкости к плотности жидкости. За единицу в этом случае принят м 2 /с. На практике иногда пользуются понятием условной вязкости, представляющей собой отношение времени истечения из вискозиметра определенного объема жидкости ко времени истечения такого же объема дистиллированной воды при температуре 20 .
3-Испаряемость. нефть теряет легкие фракции, поэтому она должна храниться в герметичных сосудах.
4-Сжимаемость – способность нефти (газа, пластовой воды) изменять свой объем под действием давления. При увеличении давления нефть сжимается. Для пластовых нефтей коэффициенты сжимаемости нефти колеблются в пределах 0,4 14,0 ГПа -1 , коэффициент определяют пересчетом по формулам, более точно получают его путем лабораторного анализа пластовой пробы нефти.

Из-за наличия растворенного газа в пластовой нефти, она увеличивается в объеме (иногда на 50 60 %). Отношение объема жидкости в пластовых условиях к объему ее в стандартных условиях называют объемным коэффициентом . Величина, обратная объемному коэффициенту, называется пересчетным коэффициентом .

Этот коэффициент служит для приведения объема пластовой нефти к объему нефти при стандартных условиях.
Используя объемный коэффициент, можно определить усадку нефти И, т. е. на сколько изменяется ее объем на поверхности по сравнению с глубинными условиями: %.

5-Газосодержание– важная характеристика нефти в пластовых условиях. Это количество газа, содержащееся в одном кубическом метре нефти.
6-Газовый фактор – отношение полученного из месторождения через скважину количества газа (в м 3 ), приведённого к атмосферному давлению и температуре 20 , к количеству добытой за то же время нефти (в т или м 3 ) при том же давлении и температуре; показатель расхода пластовой энергии и определения газовых ресурсов месторождения. Для нефтяных месторождений России газовый фактор изменяется от 20 до 1000 м 3 /т. По закону Генри, растворимость газа в жидкости при данной температуре прямо пропорциональна давлению. Давление, при котором газ находится в термодинамическом равновесии с нефтью, называется давлением насыщения. Если давление ниже давления насыщения, из нефти начинает выделяться растворенный в ней газ. Нефти и пластовые воды с давлением насыщения, равным пластовому, называются насыщенными. Нефти в присутствии газовой шапки, как правило, насыщенные.
Газосодержание (газонасыщеннность) S пластовой нефти равно объему растворенного газа Vr (в стандартных условия*), содержащегося в единице объема пластовой нефти VnH: S = Vr/VnH (м3/м3или м3/т)
Максимальное количество газа, которое может быть растворено в единице объема пла­стовой нефти при определенном давлении и температуре, называется растворимостью газа J.
Коэффициентом разгазирования нефтиназывается количество газа, выделяющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу.
Промысловым газовым фактором Гназывается количество добытого газа в м3, прихо­дящееся на 1 м3 (т) дегазированной нефти. Если при разработке газ в пласте не выделяется, то газовый фактор меньше газосодержания пластовой нефти, т.к. в промысловых условиях полной дегазации нефти не происходит.
Давлением насыщения пластовой нефтиназывается давление, при котором из нее начинает выделяться газ. Давление насыщения зависит от соотношения объемов нефти газа в залежи, от их состава, от пластовой температуры.
Сжимаемость нефти обусловлена тем, что, как и все жидкости, нефть обладает упруго­стью, которая характеризуется коэффициентом сжимаемости βн: βн =(1/V)(dV/dP), где: V – исходный объем нефти; dV – изменение объема нефти, dP – изменение давления.

Размерность βн – 1/Па.

Коэффициент сжимаемостиβнхарактеризует относительное изменение объема не­фти при изменении давления на единицу. В основном βн = (1 -5)-10′3 МП а1.
Объемный коэффициент пластовой нефти b показывает, какой объем занимает в плас­товых условиях 1 м3 дегазированной нефти:
н

пл.н/^дег" Рн’Р плн.; где: Vn/1H – объем нефти в пластовых условиях; V – объем того же количества нефти

после дегазации при атмосферном давлении и t = 2Q’C; р н – плотность нефти в пластовых условиях; рн- плотность нефти в стандартных условиях. Наиболее характерная величина Ьн 1,2-1,8, но может достигать 2-3 единиц.

Используя объемный коэффициент, можно определить «усадку нефти», т.е. установить уменьшение объема пластовой нефти при извлечении ее на поверхность. Усадка нефти U = (bH-1)/bH-1OO.
Изменение объема пластовой нефти при переходе от пластовых условий к поверхност­ным учитывают с помощью так называемого пересчетного коэффициента: Q= 1/Ь = УДЕГ/Л/плн = рплнуРн.