2763.Эксплуатация и обслуживание объектов добычи нефти и газа
..pdf
Рис. 5.25. Типовые схемы фонтанных арматур: 1 – манометр; 2 – вентиль; 3 – буферный фланец под манометр; 4 – запорное устройство; 5 – тройник; 6 – дроссель; 7 – переводник трубной головки; 8 – ответный фланец; 9 – трубная головка; 10 – крестовина елки
Фонтанная елка предназначена для направления потока продукции через манифольд и выкидную линию на замерную установку, для регулирования режима эксплуатации и контроля за работой скважины путем спуска глубинных приборов.
Елка арматуры выполняется тройниковой (одноили двухструнной) либо крестовой (двухструнной) (рис. 5.26). Тройниковую арматуру с двухструнной елкой рекомендуют для скважин, в продукции которых содержатся механические примеси.
В тройниковой двухструнной арматуре рабочая струна – верхняя, а в крестовой может быть любая. Запасные струны используют при смене штуцера или запорного устройства.
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 трубнаяголовка. Тройниковаяарматурапредназначенадляскважин,
101
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 возможностиихсменынаработающейскважине, т.е. безееостановки.
Арматуру выбирают по необходимому рабочему давлению и схеме (тройниковая или крестовая) с учетом подвески одного или двух рядов НКТ.
Рис. 5.26. Фонтанная арматура: а – арматура крестовая; б – арматура тройниковая
Фонтанная арматура с выкидной линией соединяется манифольдом, который включает запорные и предохранительные устройства, тройники и другие элементы. Запорные устройства в фонтанной арматуре применяют двух типов: прямоточные задвижки с уплотнительной смазкой и пробковые краны.
Запорными устройствами фонтанной арматуры на 14 МПа являются пробковые краны КППС.
Фонтанную арматуру, рассчитанную на рабочее давление 21 и 35 МПа, изготавливают по тройниковой схеме для подвески одного или двух рядов НКТ на резьбовой подвеске патрубка. Запорным устройством в такой фонтанной арматуре является прямоточная задвижка ЗМС1 с затвором, герметичность которого обеспечивается плотным контактом шибера с седлами.
102
Для регулирования дебита скважины фонтанную арматуру оснащают дросселем регулируемого или нерегулируемого типа.
На боковых отводах елки и трубной головки могут быть предусмотрены отверстия для подачи ингибиторов в затрубное пространство и ствол елки, карманы для замера температуры среды, а также вентили для замера давления.
Арматура в зависимости от типа комплектуется различными задвижками: АФ6аВ – с ручным, дистанционным и автоматическим управлением, АФ6А – с ручным и автоматическим управлением, АФ6 – с ручным управлением.
АУШ 65х140
Арматура устьевая (рис. 5.27) предназначена для герметизации устьев нефтяных скважин, подвески скважинных трубопроводов, эксплуатируемых глубинными штанговыми или электроцентробежными насосами, а также проведения технологических операций, исследовательских и ремонтных работ.
Рис. 5.27. Арматура АУШ 65х140: 1 – крестовик; 2 – переходник; 3, 18 – задвижки; 5 – тройник; 8 – вентиль; 9 – дроссель регулируемый; 7, 10, 11 – фланцы; 12 – клапанобратный; 13 – пробка; 14 – фланецколонный
103
Выпускается в двух оснащениях:
под эксплуатацию ШГН – АУШ;
под эксплуатацию электроцентробежных насосов – АУЭ. Арматура АУШ оснащается сальником устьевым СУСШ
7322 (рис. 5.27).
Арматура фонтанная (рис. 5.28) выпускается по техническим условиям и предназначена для герметизации устья насосных (ЭЦН, ШГН) и фонтанных скважин, перекрытия и направления добываемой продукции в манифольд, а также проведения необходимых технологических операций. В арматуре АФК 1Э имеется кабель управления и геофизический кабель при эксплуатации скважины в режиме ЭЦН.
Рис. 5.28. Арматура АФК 1Э 65х140
104
АНК 65х210
Предназначена для оборудования устья наземных фонтанных нефтяных и газовых скважин с целью герметизации устья, его обвязки, регулирования режима эксплуатации скважин, установки и присоединения устройств и агрегатов для исследования скважин и проведения технологических операций (рис. 5.29).
Рис. 5.29. Арматура АНК 65х210
АУШГН 73х146
Арматура, представленная на рис. 5.30, предназначена для обвязки и герметизации устья нефтяных скважин, оборудованных ШГН, проведения технологических операций, регулирования отбора жидкости и проведения глубинных исследований.
105
Рис. 5.30. Арматура АУШГН 73х146
АШК 50х140
Применяется для герметизации устья нефтяных скважин, оборудованных штанговыми насосами, а также для проведения технологических операций, исследовательских и ремонтных работ. Корпус арматуры кованосварной конструкции, имеет боковые отводы для крепления угловых вентилей и центральный переводник с каналами для установки устьевого сальника, крепления к колонне труб НКТ, перепускного клапана и отвер-
Рис. 5.31. Арматура АШК 50х140 стия для ввода кабеля или приборов (рис. 5.31).
5.3. Оборудование фонтанных нефтяных скважин
Фонтанирование может происходить за счет гидростатического столба жидкости в скважине или за счет растворенного газа. В первом случае фонтанирование называется артезианским при условии, если устьевое давление больше давления насыщения Ру ≥ Рнас. Фонтанирование за счет растворенного в нефти газа называется газлифтным, причем газлифтное фонтанирова-
106
ние может происходить при двух условиях. Первое условие, если давление насыщения меньше забойного давления, но больше устьевого. Второе условие, если давление насыщения больше забойного давления. В том и другом случае в насоснокомпрессорных трубах поднимается на поверхность смесь газа с жидкостью, которая имеет меньшую плотность, чем плотность жидкости. На рис. 5.32 представлены типы фонтанных скважин.
Рис. 5.32. Типы фонтанных скважин: а ‒ артезианское фонтанирование; б ‒ газлифтное фонтанирование Ру < Рнас, Рзаб > Рнас; в ‒ газлифтное фонтанирование Рзаб < Рнас (Ру – давление на устье скважины; Рнас – давление насыщения; Р1 – давление на башмаке НКТ; Ру = Р2 – устьевое давление; Рзаб = Р3 – давление на забое скважины); 1 – подъемные трубы;
2 – эксплуатационная колонна
На практике фонтанирование происходит чаще всего под влиянием гидростатического напора и энергии расширяющегося газа совместно. Экономически целесообразно как можно дольше продлить сроки фонтанирования скважины, для этого нужно регулировать режим ее эксплуатации. Рациональное расходование пластовой энергии при оптимальном дебите позволит продлить безводный период работы скважины. При установлении технологического режима эксплуатационной скважины чаще всего на устье устанавливают штуцер. Размер отверстия в штуцере подбирают опытным путем в зависимости от забойного
107
давления, давления насыщения, газового фактора, обводненности продукции, оптимального дебита.
Для фонтанного способа добычи нефти требуется простое наземное и подземное оборудование. Из подземного оборудования в скважину спускаются насосно-компрессорные трубы с воронкой на последней трубе для удобства спуска-подъема исследовательских приборов. В качестве наземного оборудования на устье скважины устанавливается фонтанная арматура. Насосно-компрессорные трубы (НКТ) являются рабочим инструментом при эксплуатации скважин. Эксплуатационная колонна, как правило, спускается в скважину, цементируется от забоя до устья и больше не поднимается на поверхность, поэтому все операции, связанные с подземными работами, выполняют с помощью НКТ. Это подъем жидкости и газа на поверхность, предохранение эксплуатационной колонны от износа и высокого давления, ремонтные и промывочные работы в скважине и т.д.
Колонна НКТ состоит из стальных бесшовных труб, соединенных между собой резьбовыми муфтами. Насоснокомпрессорные трубы нормализованы по государственному стандарту ГОСТ 633–80. Условный диаметр труб составляет от 27 до 114 мм при толщине стенки от 3 до 8 мм. На практике наиболее часто применяются трубы диаметром 60 и 73 мм с внутренним диаметром соответственно 50,3 и 62 мм. Колонна насосно-компрессорных труб должна обеспечивать высокую герметичность, поэтому при свинчивании труб с муфтами следует применять смазку или другие уплотнители. Каждая труба на расстоянии 0,4–0,6 м от одного из концов должна иметь маркировку. На трубу наносят ударным способом или накаткой условный диаметр трубы в мм; группу прочности; толщину стенки в мм; товарный знак или наименование завода-изготовителя; месяц и год выпуска. Для всех способов эксплуатации скважин применяются одни и те же НКТ.
Условия работы фонтанной арматуры определяются:
– давлением газов и газонефтяной среды со стороны скважины;
108
–наличием мехпримесей и скоростью его движения в арматуре;
–характером фонтанирования;
–химическим составом газа и нефти и их температурой. При спущенных до забоя НКТ и наличии в забое свободно-
го газа затрубное пространство будет заполнено сжатым газом, и давление будет равно забойному давлению. 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.
5.3.1. Регулирование работы фонтанной скважины
Режимы работы фонтанных скважин можно изменять:
–созданием противодавления на выкиде фонтанной елки установкой штуцера;
–созданием местного сопротивления у башмака фонтанных труб путем применения глубинного штуцера;
–подбором диаметра и длины колонны подъемных труб. Устьевые штуцеры (рис. 5.33) применяют нескольких кон-
струкций соответственно характеристики скважины. Отверстие в штуцере делают в зависимости от заданного режима работы скважины. Штуцеры устанавливают на выкидных линиях за боковыми задвижками (кранами) фонтанной елки. Обычно за задвижкой на выкиде помещают катушку, а рядом с ней штуцер.
Штуцер, используется на скважинах, где в продукции содержится песок. При смене штуцера переводят фонтанную струю с рабочей линии на запасную, открыв и закрыв соответствующие задвижки. Для смены штуцера нужно разболтить два соединения штуцерного патрубка, причем нижние болты не следует вынимать из отверстий. Далее, для того чтобы вынуть буртик штуцера из паза, необходимо отвести в сторону на 5–7 мм штуцерный патрубок, после чего его можно будет повернуть на 180°, вынуть из него сработанный штуцер и вставить новый. Новый штуцер устанавливают в обратном порядке.
109
Рис. 5.33. Устьевой штуцер со сменной втулкой: 1 – катушка; 2 – металлическая прокладка; 3 – стальной корпус; 4 – втулка; 5 – патрубок
Рис. 5.34. Регулируемый штуцер: 1 – втулка штуцера;
2– игла-наконечник;
3– корпус; 4 – шток; 5 – стойка; 6 – маховик
Для облегчения и ускорения смены штуцеров применяют быстросменные и регулируемые штуцеры (рис. 5.34).
В этом штуцере фонтанная струя меняет свое направление на 90°. Чтобы изменить проходное сечение в штуцере, иглонаконечник 2 приближают к втулке или отдаляют от нее путем вращения маховика 6. Значение открытия штуцера показывает стрелка на указателе. Регулируемые штуцеры можно применять только для скважин с малым содержанием пескавпродукции.
5.3.2. Осложнения при эксплуатации фонтанных скважин
Парафиноотложение
Нефть, состоящая из смеси как легких, так и тяжелых углеводородов, при пластовых условиях находится, как правило, в термодинамическом равновесии. При изменении термобариче-
110