Размещено на http://www.allbest.ru/

фонтанная эксплуатация скважин

введение

Подъем жидкости и газа от забоя скважины на поверхность составляет основное содержание процесса эксплуатации скважин. Этот процесс может происходить как за счет природной энергии поступающих к забою скважины жидкости и газа, так и за счет вводимой в скважину энергии с поверхности .

Газожидкостная смесь, проходя у устья скважины через специальное устьевое оборудование, направляется в сепараторы (отделители жидкости от газа) и замерные приспособления, затем поступает в промысловые трубопроводы. Для обеспечения движения смеси в промысловых трубопроводах на устье скважины поддерживается то или иное противодавление.

На основании изложенного можно составить следующий энергетический баланс:

, (4.1)

где - энергия, затраченная на подъем жидкости и газа с забоя до устья скважины; - энергия, расходуемая газожидкостной смесью при движении через устьевое оборудование; - энергия, уносимая струёй жидкости и газа за пределы устья скважины.

Если подъем смеси от забоя на поверхность осуществляется только за счет природной энергии (т.е. ), то эксплуатация скважин называется фонтанной. При имеет место механизированная добыча нефти.

Передача энергии в скважину достигается различными способами:

- сжатым газом или воздухом;

- насосами.

Скважины, в которых применяется первый способ передачи энергии, называются компрессорными; скважины, в которых применяется второй способ, - насосными.

Фонтанирование скважин может осуществляться либо за счет гидростатического напора пласта, либо за счет энергии газа, выделяющегося из нефти.

§1. фонтанирование за счет гидростатического напора

Условие фонтанирования скважины под действием гидростатического напора определяется неравенством

, (4.2)

где , - соответственно давление на забое и устье скважины; - глубина скважины; - плотность нефти; - потери давления на трение; - ускорение свободного падения.

При этом должно быть выше давления насыщения нефти газом. При других условиях скважина будет фонтанировать как за счет гидростатического напора, так и за счет энергии расширяющегося газа.

Потери давления, необходимые на преодоление трения, зависят от условий подъема жидкости и могут быть определены по формуле Дарси-Вейсбаха:

, (4.3)

где - коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий от шероховатости труб и критерия Рейнольдса; - линейная скорость движения жидкости в трубах, которую можно найти из выражения для расхода жидкости

;

- дебит скважины, м3/сут; - площадь сечения трубы;

;

- диаметр подъемных труб.

Максимальный дебит скважины при фонтанировании под действием гидростатического напора будет при . При этом забойное давление равно:

. (4.4)

Забойное давление, определенное по (4.4) является тем минимальным давлением, при котором еще возможно фонтанирование скважины под действием гидростатического напора.

Практически фонтанирование только под действием гидростатического напора встречается очень редко. Обычно по мере подъема жидкости в скважине давление снижается и на некотором расстоянии от забоя достигает величины, равной давлению насыщения, при этом из жидкости начинает выделяться газ, который способствует дальнейшему подъему жидкости на поверхность.

§2. фонтанирование за счет энергии расширяющегося газа

Большинство фонтанных скважин работает за счет энергии газа и гидростатического напора жидкости одновременно. В таких скважинах . Таким образом, в нижней части колонны труб перемещается одна фаза (жидкость), а на глубине, где давление равно начинается выделение газа из нефти, и в верхней части колонны движется двухфазный поток (жидкость и газ).

При эксплуатации скважин встречаются также случаи, когда имеет место неравенство . Тогда по всей длине колонны труб в скважине движется двухфазный поток.

Состояние смеси жидкости и газа при движении по колонне подъемных труб изменяется в зависимости от соотношения объемных расходов обеих фаз (жидкой и газообразной), от средней скорости движения смеси и от диаметра подъемных труб. В соответствии с этим различают три режима такого движения газожидкостной смеси (рис. 4.1), между которыми имеются плавные переходы.

Первый режим (рис. 4.1, а) характерен при движении жидкости, пронизанной пузырьками газа высокого давления (режим «пены»); второй (рис. 4.1, б) - «четочный» - создается, когда расширяющийся газ образует более или менее крупные патронные пробки,. движущиеся в жидкости в виде «четок»; третий режим (рис. 4.1, в) характерен для больших отношений газ/жидкость, когда газ движется сплошной массой по центру трубы, увлекая за собой капли жидкости (режим «тумана»). Наряду с этими режимами существуют и другие, промежуточные.

Особенностью «четочного» режима является то, что характер движения смеси изменяется во времени. Через данное сечение некоторое время проходит газовый «снаряд», а затем образуется жидкостная перемычка. В связи с этим при движении смеси по второму режиму отсутствует установившийся режим течения и возникает пульсация потока.

На практике встречаются все три режима, причем они могут быть одновременно в одной и той же колонне: в нижней части - первый режим, в средней - второй и в верхней - третий режим.

Наиболее распространен в практических условиях второй режим. Первый режим по характеру движения близок ко второму; третий режим встречается только в самой верхней части колонны и при очень большом соотношении газа и жидкости.

Перепад давлений, необходимый для подъема жидкости по колонне подъемных труб, обусловливается полезной работой по подъему смеси и суммой потерь:

- на преодоление трения жидкости и газа о стенки труб;

- потерь, возникающих вследствие разных скоростей движения газа и жидкости (при этом газ движется быстрее и проскальзывает через жидкость), - потерь скольжения;

- потерь вследствие ускорения движения жидкости и газа, а также вследствие изменения скорости движения при входе жидкости в башмак подъемных труб. Потери последнего вида весьма малы, поэтому ими можно пренебречь.

Исходя из этого, перепад давлений в метрах столба жидкости между башмаком и устьем колонны можно определить из равенства

, (4.5)

где - напор, необходимый для выполнения полезной работы; - напор, обусловленный скольжением газа; - напор, расходуемый на преодоление сил трения.

Потери относительного движения находятся в обратной зависимости от скорости движения, силы же трения возрастают от повышения скорости движения.

Оценка потерь трения и потерь скольжения вследствие сложного движения смеси представляет для теоретического обоснования весьма трудную задачу.

С целью получения основных зависимостей, характеризующих работу газожидкостного подъемника, А.П. Крыловым проведены экспериментальные работы, в результате которых получен ряд зависимостей между параметрами подъемника.

А.П. Крылов в результате проведения экспериментальных работ главным образом по второму режиму движения смеси, построил кривые изменения объемного расхода жидкости в зависимости от объемного расхода газа для подъемников различных диаметров при постоянных перепадах давления на единицу длину подъемника.

При этом перепад давления на единицу длины подъемника определяется равным

, (4.6)

где - высота столба жидкости в подъемнике, соответствующая давлению (давлению у башмака подъемника); - напор жидкости на устье подъемника, соответствующий противодавлению ; - длина подъемника.

Если противодавление на устье подъемника равно атмосферному давлению, т.е. , то отношение к называется относительным погружением . Величина показывает, какая доля общей длины подъемника находится под уровнем жидкости.

В большинстве случаев противодавление на устье скважины превышает атмосферное давление, так как необходимо создать напор для движения смеси в промысловых коммуникациях, поэтому

. (4.7)

Если давление на забое выше давления насыщения, то под величиной понимается расстояние от устья скважины до сечения, где начинается выделение газа.

Учитывая, что

; ,

где - расстояние от башмака до сечения, где начинается выделение газа; - глубина скважины, получим

. (4.8)

На рис. 4.2 приведены кривые зависимости объемного расхода жидкости от объемного расхода газа для элементарного подъемника диаметром мм (кривые для других диаметров аналогичны).

Кривые показывают, что в начале движения смеси при очень малых расходах газа имеются большие потери скольжения, превышающие напор. При этом подъема жидкости не происходит .

Далее, с увеличением расхода газа потери скольжения уменьшаются. Когда объемный расход газа достигнет некоторой величины, потери скольжения становятся меньше перепада давления, и начинается подача жидкости.

При дальнейшем увеличении расхода газа потери скольжения будут резко уменьшаться, в то время как потери трения возрастают постепенно и в меньшей степени. Вследствие этого суммарные потери скольжения и трения будут уменьшаться, а подача жидкости станет возрастать. Далее при продолжающемся увеличении объемного расхода газа темпы снижения потерь скольжения будут уменьшаться, а потери трения увеличиваться; по достижении объемным расходом некоторой величины суммарные потери начнут увеличиваться и подача уменьшаться. Эта точка начала увеличения суммарных потерь и снижения подачи соответствует минимальным суммарным потерям и максимальной подаче. Расход газа, обусловливающий такой режим, бывает различным в зависимости от перепада давления и диаметра подъемных труб.

Продолжающееся повышение расхода газа еще больше замедляет уменьшение потерь скольжения и сильнее увеличивает потери трения, в результате чего суммарные потери возрастают и подача снижается. Потери трения в этой области движения смеси, соответствующей правой ветви кривой рис. 4.2, будут иметь преобладающее значение.

Таким образом, точки перегиба кривых будут соответствовать максимальной подаче.

Отношение полезной работы по подъему жидкости ко всей затраченной работе (отношение к ) представляет собой коэффициент полезного действия (к.п.д.) подъемника. Для определения точки какой-либо кривой, соответствующей работе газа при максимальном к.п.д., надо из начала координат провести прямую, касательную к данной кривой (рис. 4.2, касательная к кривой, соответствующей ). Эта прямая в точке касания с кривой дает наибольшее значение отношения к т.е. это и будет соответствовать максимальному значению к.п.д., или оптимальному дебиту для данного подъемника при данных условиях его работы.

На рис. 4.2 точки максимальной подачи жидкости и точки максимальных значений к.п.д. (оптимальных дебитов) кривых соединены пунктирными линиями.

Для длинных подъемников зависимость между количеством проходящего газа и количеством поднимаемой жидкости при постоянном давлении у башмака подъемных труб выражается кривой такого же характера, как и в рассмотренном выше элементарном участке трубы.

На рис. 4.3 приведена графическая зависимость дебита жидкости от расхода газа в единицу времени, называемая характеристикой подъемника. На этой кривой имеется несколько характерных точек - точки начала подачи подъемника (выброса жидкости при малых количествах газа), максимального к.п.д., максимального дебита и прекращения подачи; последняя точка соответствует условию очень больших расходов газа, при которых потери трения газа в подъемной трубе превышают давление у башмака подъемных труб.

Рассматривая работу газожидкостного подъемщика, необходимо отметить два принципиально отличных режима его работы:

1) работа на режиме нулевой подачи ();

2) работа на режиме .

Работа на режиме нулевой подачи возможна в двух случаях.

Во-первых, когда (работа подъемника в интервале 0-1). Потери давления в данном случае обусловлены потерями на преодоление гидростатического веса смеси (жидкости), потерями на скольжение газа и пренебрежимо малыми потерями на трение, возникающими при подъеме смеси до устья по мере насыщения ее свободным газом. Физически явление представляет собой барботаж газа через столб жидкости.

Во-вторых, когда (работа подъемника за точкой 4). Физически этот случай работы подъемника отражает движение газа, причем вся энергия расходуется на преодоление сил трения (весом газа пренебрегают).

Работа на режиме осуществляется между точками 1 и 4. Начиная от точки 1, рост объемного расхода газа приводит к росту объемного расхода жидкости, что связано со снижением плотности газожидкостной смеси и незначительным увеличением потерь на трение. При этом градиент суммарных энергетических затрат снижается. В данном случае снижение плотности смеси при увеличении расхода газа оказывается преобладающим по сравнению с ростом .потерь на трение. Эго явление наблюдается до точки 3, в которой суммарный градиент потерь невысок, а объемный расход жидкости максимален. Начиная от точки 3, увеличение объемного расхода газа приводит к снижению объемного расхода жидкости, что связано со значительным ростом потерь на скольжение и трение, причем незначительное снижение плотности смеси не компенсирует их роста. Суммарный градиент потерь возрастает, что ведет к снижению дебита жидкости.

При рассмотрении постоянными остаются следующие параметры: длина подъемника , давления и .

В промысловой практике работа подъемника происходит обычно в области кривой (см. рис. 4.3), ограниченной точкой наибольшей производительности и точкой наибольшей эффективности (к.п.д.) . Вне пределов этих точек работа подъемника невыгодна, поэтому для практических целей надо знать условия работы данного подъемника именно в этих точках кривой и расчеты выполнять для этих точек.

Условия работы длинного, т.е. применяемого на практике, подъемника в пределах указанных точек можно определить по формулам, выведенным А.П. Крыловым. Эти формулы приведены ниже. Они составлены при условии, что вязкость жидкости равна 5 мПас.

Применительно к реальным условиям движения смеси по вертикальным трубам А.П. Крылов принял следующие допущения:

1) расширение газа происходит по закону Бойля-Мариотта;

2) давление по длине колонны изменяется по линейному закону, т.е.

, (4.9)

где - давление на расстоянии от устья; , - давления у башмака и у устья соответственно; - длина колонны;

3) движение смеси происходит по «четочному» режиму. Среднее значение суммарного напора, расходуемого на единицу длины подъемника, представляется выражением

, (4.10)

где , - давления у башмака и у устья скважины; - длина подъемника.

Средний объемный расход газа по длине подъемника в предположении об изотермическом расширении его с изменением давления по формуле (4.9) можно получить в виде:

, (4.11)

где - объемный расход газа при средней температуре в стволе скважины и атмосферном давлении .

С учетом принятых допущений условия работы длинного подъемника определяются по следующим формулам.

Для дебита жидкости

;

(4.12)

Для удельного расхода газа

;

(4.13)

В этих формулах: - в т/сут; - в мм; - в кг/м3; - в Па; - в м; - в м3/т.

На рис. 4.4 показано изменение и в зависимости от изменения величины для подъемника внутренним диаметром 62 мм ( мм) и плотности жидкости кг/м3.

Из графика видно, что с увеличением возрастает максимальная пропускная способность подъемника. При оптимальном же режиме работы подъемника наблюдается максимум, соответствующий примерно 200 т/сут, при . Это значит, что для обеспечения максимального дебита подъемника, работающего на оптимальном режиме, необходимо, чтобы .

2.1 УСЛОВИЕ ФОНТАНИРОВАНИЯ СКВАЖИН

На забое скважины жидкость и газ (пластовый или поданный с поверхности) обладают потенциальной энергией. Количество этой энергии определяется энергией жидкости и энергией газа. Потенциальная энергия 1 т жидкости (в Дж), необходимая для совершения работы по подъему этой жидкости па высоту от забоя скважины, составит

. (4.14)

Если выразить высоту подъема жидкости (в м) через забойное давление, то получим

, (4.15)

где , - соответственно забойное и атмосферное давления; - плотность жидкости; - ускорение свободного падения.

Тогда

. (4.16)

Энергия свободного газа при изотермическом процессе его расширения определяется соотношением

, (4.17)

где - объем газа, поступающего к забою скважины в свободном виде с 1 т жидкости; - атмосферное давление, равное 9.81104 Па.

При каждой тонне нефти содержится какое-то количество растворенного газа, который будет выделяться из раствора по мере понижения давления к устью скважины. Этот газ также обладает некоторым запасом энергии, которую обозначим . Таким образом, потенциальная энергия (в Дж), которой обладают жидкость и газ на забое скважины, будет равна

. (4.18)

Эта энергия при эксплуатации не вся используется для подъема жидкости, так как на устье имеется некоторое противодавление.

Выражение для энергии газожидкостной смеси, расходуемой на подъем 1 т жидкости при изменении давления от до по аналогии с предыдущим имеет вид:

, (4.19)

где - энергия газа, выделившегося из нефти при изменении давления от до .

Если бы к забою скважины совершенно не поступал газ, то для обеспечения фонтанирования при недостаточной энергии гидростатического напора в скважину нужно было бы нагнетать газ с поверхности. В этих условиях для подъема каждой тонны нефти затрачивается энергия

. (4.20)

где - удельный расход нагнетаемого газа, м3/т.

Очевидно, что фонтанирование скважины возможно при соблюдении условия

. (4.21)

Подставив значения и из (4.19) и (4.20) в (4.21), получим

, (4.22)

где - доля энергии, затраченной на подъем 1 т жидкости газом, выделяющимся из раствора и расширяющимся при снижении давления от до . Количество этого газа равно

,

где - коэффициент растворимости, м3/м3Па; - плотность нефти, кг/м3.

Давление в фонтанном подъемнике по мере подъема смеси уменьшается, и на всей длине (от башмака до устья) изменение давления составляет . Следовательно, в среднем изменение давления будет поэтому приближенно можно принять, что только половина газа, определяемого приведенным выше выражением, участвует в работе по подъему жидкости.

Учитывая, что общее количество газа, получаемое с каждой тонной жидкости на поверхности (газовый фактор), равно

, (4.23)

выражение (4.23) можно переписать в виде:

. (4.24)

Минимальное количество энергии на подъем 1 т жидкости затрачивается при оптимальном режиме работы подъемника, так как в этом случае удельный расход газа достигает минимальной величины. Подставив в (4.24) вместо значение из (4.13), выраженное в м3/т, и произведя некоторые преобразования, получим условие фонтанирования скважины

. (4.25)

Если вместе с нефтью добывается вода, то

,

где - газовый фактор, отнесенный к 1 т нефти; - доля воды в добываемой жидкости, % вес.

При наличии воды средний объем растворенного в нефти газа также надо относить к 1 т поднимаемой жидкости. Тогда окончательное условие фонтанирования скважины будет иметь вид:

. (4.26)

В неравенстве (4.26) предполагается, что колонна НКТ спущена до забоя скважины, поэтому давление у башмака равно забойному давлению. Из этого соотношения можно сделать следующие выводы:

1) если процентное содержание воды в добываемой жидкости увеличивается, то при всех прочих равных условиях количество энергии у забоя скважины уменьшается; другими словами, с увеличением процентного содержания воды создаются условия, способствующие прекращению фонтанирования;

2) если пластовое давление понижается (т.е. уменьшается количество энергии, поступающей к забою скважины), также создаются условия для прекращения фонтанирования.

В некоторых фонтанных скважинах давление на забое выше давления насыщения. При этом газожидкостная смесь движется не по всей длине труб, а лишь на некотором участке :

. (4.27)

2.2 выбор диаметра фонтанных труб

При фонтанной эксплуатации подъем газожидкостной смеси от забоя до устья скважины осуществляется по колонне насосно-компрессорных (подъемных) труб, спускаемых в скважину заранее, перед ее освоением.

При фонтанировании через подъемные трубы значительно уменьшаются потери напора от скольжения газа, наиболее рационально расходуется его энергия.

Из рассмотрения кривых зависимости потерь напора от диаметра труб при постоянном расходе жидкости следует, что чем меньше диаметр труб, тем больше потери на трение, и, наоборот, чем больше диаметр, тем больше потери на скольжение.

При фонтанировании через трубы пластовому газу приходится газировать меньшее количество нефти; следовательно, плотность газожидкостной смеси резко снижается. Поэтому фонтанирование может происходить при меньшем пластовом давлении.

Применение фонтанных труб в скважинах, выделяющих песок, предотвращает образование песчаных пробок на забое, так как вследствие больших скоростей движения жидкости в трубах улучшаются условия выноса на поверхность песка, попадающего в скважину из пласта вместе с нефтью.

При необходимости заглушить скважину в случае повреждения или нарушения плотности соединений устьевого оборудования проведение этих работ намного облегчается при наличии в скважине фонтанных труб.

Подбор фонтанного подъемника заключается в определении его длины и диаметра.

В целях создания оптимальных условий движения смеси от забоя до устья и лучшего выноса песка с забоя при эксплуатации пластов, представленных рыхлыми песками, подъемные трубы необходимо спускать до забоя. На практике трубы спускают обычно до верхних отверстий фильтра из опасения, что они могут быть разъедены песком, поступающим из пласта.

Если породы продуктивного пласта устойчивы и газ начинает выделяться в стволе скважины, то спуск подъемных труб можно ограничить глубиной, на которой давление равно давлению насыщения нефти газом.

Чтобы фонтанирование скважины продолжалось возможно дольше очевидно, необходимо в конечный период фонтанирования, когда нет избытка энергии, создать условия работы подъемника при наименьших потерях энергии, т.е. условия режима .

Исходя из этих предпосылок, диаметр подъемника можно определить по формуле (4.12), решив это уравнение относительно диаметра. Тогда

. (4.28)

Если полученный размер подъемника не совпадает со стандартным, берут ближайший стандартный размер или применяют ступенчатую колонну, состоящую из труб двух диаметров: внизу - меньшего и вверху - большего.

После определения диаметра подъемника проверяют его максимальную пропускную способность по формуле (104). Если полученный по расчету дебит окажется меньше запроектированного дебита в начальный период фонтанирования, то необходимо определить диаметр подъемных труб для начальных условий фонтанирования на режиме .

В этом случае диаметр труб определяется из формулы (4.12) и будет равен

. (4.29)

Подъемник полученного по формуле (4.29) размера не будет работать с максимальным к.п.д. в конце фонтанирования, поэтому фонтанирование прекратится несколько ранее, чем при соответствующем размере подъемника.

Прежде чем окончательно принять полученный по расчету размер подъемника, необходимо проверить возможность спуска его в скважину с эксплуатационной колонной данного диаметра.

§3. ОБОРУДОВАНИЕ ФОНТАННЫХ СКВАЖИН

Перед освоением и пуском в эксплуатацию фонтанной скважины в нее спускают насосно-компрессорные (подъемные) трубы, а на колонной головке устанавливают фонтанную арматуру.

3.1 фонтанная арматура для нефтяных и газовых скважин

Фонтанная арматура предназначена для герметизации устья скважин, контроля и регулирования режима их эксплуатации, а также для проведения различных технологических операций в умеренном и холодном макроклиматических районах для сред, содержащих С02, H2S и пластовую воду. Фонтанные арматуры собирается по схемам тройникового и крестового типов (рис. 4.10) согласно ГОСТ 13846-84 и различаются между собой по конструктивным и прочностным признакам:

- по рабочему или пробному давлению;

- по размерам проходного сечения ствола;

- по конструкции фонтанной елки и числу спускаемых в скважину рядов труб;

- по виду запорных устройств.



Схемы фонтанной арматуры тройникового (а) и крестового (б) типов:

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

Рис. 4.10

Для фонтанных скважин преимущественно применяются арматуры на рабочее давление от 7 до 35 МПа. Арматуры с диаметром 100 и 150 мм предусмотрены для высокодебитных газовых скважин. Арматуры на рабочее давление 100 МПа могут применяться на сверхглубоких скважинах или скважинах с аномально высоким пластовым давлением (АВПД).

В шифре фонтанной арматуры приняты следующие обозначения: АФ - арматура фонтанная; конструктивное исполнение по схемам ГОСТ 13846-84; а - двухрядная концентричная подвеска подъемных труб; К - подвеска подъемной колонны на резьбе переводника трубной головки (на муфтовой подвеске буква не пишется); Э - для эксплуатации скважин с погружными центробежными электронасосами; В - способ управления задвижками (дистанционный и автоматический); первое число - диаметр условного прохода по стволу и боковым струнам в мм; второе число - рабочее давление; ХЛ - климатическое исполнение для холодного района; исполнение по коррозионной стойкости: К1 - для сред, содержащих СО2 до 6 %; К2 - для сред, содержащих СО2 до 6%; КЗ - то же, H2S и СО2 до 25%; К2И - для фонтанной арматуры, изготовленной из малолегированной и низкоуглеродистой стали.

Арматура включает трубную головку, фонтанную елку, запорные устройства с ручным и пневматическим управлением, регулирующие устройства (дроссели).

Трубная головка предназначена для подвески одного или двух рядов насосно-компрессорных труб, их герметизации, а также для выполнения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин.

Колонны подъемных труб подвешивают на резьбе и на муфтовой подвеске.

Подвешивание колонн на резьбе осуществляется: при однорядном лифте - на резьбе стволовой катушки; при двухрядном лифте: внутренняя колонна - на резьбе стволовой катушки; наружная - на резьбе тройника (крестовины) трубной головки.

Подвешивание колонн на муфтовой подвеске осуществляется: при однорядном лифте - на муфте в крестовине трубной головки; при двухрядном лифте: внутренняя - на муфте в тройнике трубной головки, наружная - на муфте в крестовине.

Фонтанная елка предназначена для направления продукции скважины в выкидную линию, регулирования режима эксплуатации, для установки специальных устройств при спуске скважинных приборов или скребков для очистки труб от парафина, замера давления и температуры среды, а также для проведения некоторых технологических операций.

Боковые струны арматуры оканчиваются ответными фланцами для приварки к линиям манифольда. На фланцах боковых отводов трубной головки и фонтанной елки предусматриваются отверстия для подачи ингибиторов коррозии и гидратообразования в затрубное пространство и в ствол елки.

В качестве запорных устройств фонтанной арматуры применяют проходные пробковые краны и прямоточные задвижки с принудительной или автоматической подачей смазки. Для регулирования режима эксплуатации на боковых струнах елки установлены регулируемые или нерегулируемые дроссели со сменной втулкой из износостойкого материала. Основные параметры фонтанной арматуры по ГОСТ 13846-84 приведены в табл. 1.2.

Фонтанную арматуру, рассчитанную на давление 14 МПа, изготовляют по схемам 1, 3 и 5 ГОСТ 13846-84. В качестве запорного устройства арматуры применяется проходной пробковый кран типа КППС, герметизируемый уплотнительной смазкой ЛЗ-162, а регулирующего устройства - быстросменный дроссель.

Фонтанную арматуру, рассчитанную на давление 21 и 35 МПа, изготовляют с прямоточными задвижками типа ЗМС1 и принудительной подачей смазки, с условным проходом 65 мм - по схемам 1-6, с условным проходом 80 мм - по схемам 1, 5 и 6, с условным проходом 100 и 150 мм - по схеме 6 ГОСТ 13846-84.

При наличии в скважине управляемого клапана-отсекателя в трубной головке фонтанной арматуры имеется отверстие, через которое пропускается трубка гидропривода. Запорным устройством в арматуре служат прямоточная задвижка типа ЗМС1 с однопластинчатым шибером с уплотнением «металл по металлу» и принудительной подачей смазки и типа ЗМС - в с двухсторонней принудительной подачей смазки. Арматура в зависимости от типа комплектуется задвижками с ручным и пневматическим управлением.

Регулирующим устройством арматуры служит угловой регулируемый дроссель.

Фонтанную арматуру, рассчитанную на давление 70 МПа, изготовляют с прямоточными задвижками с автоматической подачей смазки (рис. 4.11) по схеме 6 ГОСТ 13846-84. Запорное устройство - прямоточная задвижка типа ЗМАД и ЗМАДП с двухпластинчатым шибером с уплотнением «металл по металлу», с автоматической подачей смазки в затвор, и типа ЗМС, ЗМСП с однопластинчатым шибером, с двухсторонней принудительной подачей смазки. Арматура в зависимости от типа комплектуется задвижками с ручным и пневматическим управлением.

Задвижки с дистанционным и автоматическим управлением пневмоприводные (типа ЗМАДП) имеют дублирующее ручное управление. Регулирующим устройством арматуры служит угловой регулируемый дроссель.

При необходимости спуска в подъемные трубы контрольно-измерительных приборов (манометров, дебитомеров) или депарафинизационных скребков вместо буфера над верхней стволовой задвижкой помещают специальный лубрикатор.

Установка фонтанной арматуры на устье скважины является важным и ответственным этапом работ, особенно если скважина пробурена на залежь с газонапорным режимом и отличается высоким давлением. Поэтому сборка фонтанной арматуры на устье скважины должна производиться тщательно, с проверкой и опрессовкой собранной арматуры на двухкратное рабочее давление.



Фонтанная арматура АфаВ-80/50700К2:

1 - дроссель регулируемый; 2 - задвижка с автоматическим управлением ЗМАДП; 3 - вентиль; 4, 5, 8 и 12 - задвижки с ручным управлением ЗМАД; 6 и 10 - крестовины; 7 - задвижка с дистанционным управлением ЗМАДП; 9 - фланец переводной; 11 - подвеска; 13 - распределитель; I, II, III, IV - импульсные трубки к станции управления

Рис. 4.11

3.2 ЗАПОРНЫЕ УСТРОЙСТВА

Запорные устройства предназначены для перекрытия проходных отверстий в фонтанной арматуре и устьевом оборудовании. Основное требование, предъявляемое к запорным устройствам, - абсолютная герметичность их затворов; от их бесперебойного действия зависит надежность работы всего устьевого оборудования фонтанных скважин. Задвижки для фонтанных арматур выпускаются литые и ковано-сварные двух типов:

- проходные пробковые краны типа КППС с уплотнительной смазкой;

- прямоточные задвижки с однопластинчатым (типа ЗМС1) и двухпластинчатым (типа ЗМАД) шиберным затворами с принудительной или автоматической подачей смазки, ручным или пневматическим управлением.

Пробковые краны имеют меньшую, по сравнению с задвижками, массу. Они удобны при эксплуатации, особенно при автоматизации управления работой скважин. Уплотнительные поверхности в кране соприкасаются с рабочей средой только в момент открытия и закрытия, что значительно уменьшает их эрозию и коррозию.

В условном обозначении пробкового крана указывается: КППС - кран пробковый проходной со смазкой; первое число - условный проход в мм; второе число - рабочее давление; ХЛ - климатическое исполнение для холодной зоны.

Краны пробковые, рассчитанные на давление 14 МПа, состоят из корпуса, каналы которого перекрываются конусной пробкой при ее повороте рукояткой на 90°. Зазор между пробкой и корпусом регулируется винтом. Кран работает только со смазкой. Смазка герметизирует затвор крана и резьбу шпинделя облегчает поворот пробки и предотвращает коррозию деталей. Смазка подается через канал в шпинделе с помощью нажимного болта через обратный клапан в полость корпуса. Кран оснащен специальным устройством для отжатия пробки при ее заклинивании в корпусе.

Прямоточная уплотняемая смазкой задвижка сконструирована таким образом, что в ней как в открытом, так и в закрытом состоянии рабочая среда (нефть, газ) не соприкасается с уплотняющими поверхностями, благодаря чему износ уплотняющих поверхностей в ней незначителен. Она обладает высокой стойкостью к абразивному действию механических примесей, содержащихся в рабочей среде. Задвижка эта двухстороннего действия, т.е. после износа одной стороны затвора при повороте задвижки на 180° она будет работать второй стороной затвора.

В условном обозначении задвижки указывается: ЗМ - задвижка с уплотнением шибера «металл по металлу»; С или А - с уплотнительной смазкой и подачей ее принудительно или автоматическим способом; I или Д - модификация задвижки (одно- или двухшиберная); Б -исполнение корпуса задвижки бесфланцевое (при фланцевом буква не пишется); П - пневматическое управление; первое число - диаметр условного прохода в мм; второе число - рабочее давление; исполнение по коррозионной стойкости аналогично фонтанной арматуре.

Прямоточные задвижки типа ЗМС1 с принудительной подачей смазки с ручным управлением (рис 1.5 а) с условным проходом 65, 80, 100 и 150 мм, рассчитанные на рабочее давление 21 и 35 МПа, состоят из корпуса, седла входного, шпинделя, маховика, гайки ходовой, крышки подшипников, гайки нажимной, кольца нажимного, манжет, крышки, пружин тарельчатых, клапана нагнетательного, седла выходного, шибера. Герметичность затвора обеспечивается созданием необходимого удельного давления на уплотняющих поверхностях шибера и седел. Предварительное удельное давление создается тарельчатыми пружинами. Герметичности затвора способствует уплотнительная смазка ЛЗ-162 или «Арматол-238», которая подается через нагнетательный клапан. Герметичность между корпусом и крышкой обеспечивается установкой металлической прокладки и затяжкой шпилек гайками. Соосность проходных отверстий шибера и корпуса регулируется регулировочными гайками.

Для облегчения управления задвижкой опоры ходовой гайки выполнены на опорных шарикоподшипниках, а задвижки с условным проходом 80, 100 и 150 мм имеют уравновешивающий шток. Резьбы шпинделя и ходовой гайки вынесены из зоны контакта со средой, что улучшает условия работы. Уплотнениями шпинделя и штока служат манжеты из материала АНГ. Для повышения герметизирующей способности предусмотрена подача уплотнительной смазки в узел сальника через нагнетательный клапан.

В настоящее время вместо задвижек типа ЗМС1 (см. рис. 4.12, а) выпускаются модернизированные задвижки типа ЗМ и ЗМС.

Прямоточная задвижка типа ЗМАД, рассчитанная на давление 70 МПа, с автоматической подачей смазки и ручным управлением (рис. 4.12, б) состоит из корпуса, двух седел (щек), шибера, выполненного в виде двух плашек, шпинделя, уравновешивающего штока, корпуса сальника, ходовой гайки с трапецеидальной резьбой, упорных подшипников, крышки подшипника, маховика, кожуха.

Соосность отверстий плашек и прохода задвижки регулируется винтом. Для подачи смазки в узел подшипника предусматривается масленка.

Прямоточные задвижки типов ЗМС1 (а)и ЗМАД (б) с ручным управлением: а - 1 - крышка; 2 - разрядная пробка; 3 - крышка подшипника; 4 - регулировочная шайба; 5 - шпиндель; 6 - верхний кожух; 7 - маховик; 8 - упорный шарикоподшипник; 9 - ходовая гайка; 10 - узел сальника; 11 - прокладка; 12 - шибер; 13 - корпус; 14 - выходное седло; 15 - шток; 16 - нагнетательный клапан; 17 - нижний кожух; 18 - входное седло; 19 - тарельчатая пружина б - 1 - корпус; 2 - шпиндель; 3 - обратный клапан для спазки узла сальника; 4 - ходовая гайка; 5 - маховик; 6 - винт; 7 - кожух; 8 - масленка; 9 - упорный шариковый подшипник; 10 - крышка подшипников; 11 - корпус сальника; 12 - поршенек; 13 - плашка; 14 - направляющие щеки; 15 - фторопластовая втулка; 16 - манжеты; 17 - уравновешивающий шток

Рис. 4.12

Уплотнение шпинделя и уравновешивающего штока осуществляется сальником, представляющим собой набор манжет шевронного типа из материала АНГ. Для повышения герметизирующей способности сальника предусматривается подача уплотнительной смазки через обратный клапан.

Предварительные удельные давления на уплотнительных поверхностях плашек и щек создаются с помощью шести цилиндрических пружин, устанавливаемых между плашками.

Особенность задвижки - наличие системы автоматической подачи смазки в затвор, состоящий из полости, поршеньков и системы каналов, которые связывают полость с кольцевой канавкой на уплотнительной поверхности щеки и обратными клапанами, расположенными снаружи корпуса и предназначенными для периодического (через каждые 10-15 циклов работы задвижки) нагнетания смазки в полость. Рабочее давление среды внутри корпуса через поршенек передается на смазку, которая заполняет канавку.

Задвижка типа ЗМАДП с пневмоприводом отличается от задвижки с ручным управлением наличием приводной части. Приводная часть состоит из пневмоцилиндра и дублирующего ручного управления, служащего для управления задвижкой в случае отказа пневмосистемы.

нефтяной скважина фонтанирование труба

3.3 РЕГУЛИРУЮЩИЕ УСТРОЙСТВА

Эти устройства предназначены для регулирования режима работы нефтяных и газовых скважин, осуществляемого дросселированием потока рабочей среды путем изменения площади кольцевого прохода.

В условном обозначении регулируемого дросселя указывается: ДР - дроссель регулируемый; первое число - диаметр условного прохода в мм; второе число - рабочее давление; исполнение по коррозионной стойкости по аналогии с фонтанной арматурой и задвижкой.

Регулируемый дроссель (рис. 4.13, а), рассчитанный на давление 35 МПа, состоит из корпуса, в котором происходит поворот струи под прямым углом, втулки с корпусом насадки. Во втулку вставляется сменная насадка. Детали дросселя уплотняются с помощью резиновых колец. Положение шпинделя фиксируется стопорной шайбой.

Поступательное перемещение наконечника, укрепленного на конце шпинделя с помощью гайки, осуществляется вращением маховика. Степень открытия-закрытия дросселя определяется по указателю с делениями, показывающими диаметр цилиндрического отверстия в миллиметрах, эквивалентный соответствующей площади кольцевого сечения.

В качестве насадки постоянного сечения предусматривается нерегулируемый дроссель. Для этого сборка, состоящая из шпинделя, насадки, гайки и других деталей, заменяется заглушкой (рис. 4.13, б).

Регулируемый (а) и нерегулируемый (б) дроссели:

1 - стопор; 2 - стопорная шайба; 3 - маховик; 4 - упорная гайка; 5 - указатель; 6 - резьбовая втулка; 7 - шпиндель; 8 - крышка; 9 - корпус; 10 - гайка; 11 - наконечник; 12 - корпус насадки; 13 - пробки; 14 - насадка; 15 - втулка; 16 - заглушка

Рис. 4.13

Размещено на Allbest.ru

...