Эксплуатация фонтанной арматуры

1.Введение.

КР.000.016

Изм

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

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

Отказы, а  тем более разрушение фонтанной  арматуры приводят не только к нарушению эксплуатации скважины, но и к авариям, открытому фонтанированию.

            Разработан стандарт, который регламентирует  схемы фонтанных арматур, проходные размеры, ряд рабочих и испытательных давлений, исполнения, а также размеры, что позволяет резко сократить номенклатуру и унифицировать элементы арматуры.

Фонтанная арматура скважины соединяется с промысловыми коммуникациями сбора пластовой жидкости или газа с помощью манифольда, который представляет собой сочетание трубопроводов и запорных устройств, а иногда и клапанов, обвязывающих фонтанную арматуру. Манифольд служит для подключения к трубному и затрубному пространствам агрегатов для проведения различных операций при пуске и эксплуатации скважины

          К запорным устройствам относятся  задвижки и краны для перекрытия или открывания каналов арматуры и манифольда, к регулирующим - сменные штуцеры и вентили для изменения дросселированием расхода пластовой жидкости или газа.

КР.000.016

Изм

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

2.Классификация фонтанных  арматур по ГОСТу.

Обвязка фонтанной скважины с выкидной линией.

КР.000.016

Изм

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

2.1 Фонтанная арматура.

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

Отказы, а  тем более разрушение фонтанной арматуры приводят не только к нарушению эксплуатации скважины, но и к авариям, открытому фонтанированию.

    Создание и серийное производство фонтанной арматуры для скважин больших глубин (5000-7000 м) при анормальных пластовых давлениях и дебитах от нескольких сот до тысяч кубометров в сутки жидкости или миллионов кубометров в сутки газа с большим содержанием абразива и агрессивных компонентов с высокими температурами превращается в задачу большой научной, инженерной и производственной сложности.

Современная фонтанная арматура — результат  многолетних работ конструкторов и изготовителей по совершенствованию устьевого оборудования этого вида эксплуатационной скважины..

Необходимость в фонтанной  арматуре возникла в связи с началом применения подъемника и устройств для регулирования расхода (дебита) жидкости или газа фонтанной скважины с помощью дросселей, получивших название штуцеры, а также для контроля давления жидкости или газа в подъемнике на устье (буфере) скважины. Для этого сначала применялась простейшая фонтанная арматура, включающая тройник, запорное устройство, вентиль, манометр, штуцер; запорное устройство использовалось при смене штуцера. Необходимость смены штуцера без остановки скважины привела к появлению арматуры с двумя выкидными линиями— струнами. Эта арматура состоит из трех тройников и трех запорных устройств и штуцеров, сочетание которых начали называть фонтанной елкой.

     Необходимость в контроле давления  в межтрубном пространстве в более

КР.000.016

Изм

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

удобной и надежной системе  подвески фонтанного подъемника привела к дополнению фонтанной арматуры узлом, состоящим из тройника, запорного устройства, вентиля и манометра, получившего название трубной головки и служащего для удержания колонны подъемных труб. С этого момента фонтанная арматура начала изготовляться из двух главных частей - елки и трубной головки.

Изнашивание узлов арматуры в скважинах с  большими дебитами и высокими давлениями при наличии в пластовой жидкости или газе даже небольших количеств механических примесей привело к необходимости установки дополнительных запорных устройств по стволу арматуры. Необходимость спуска в подъемник работающей скважины измерительных приборов, средств депарафинизации обусловила дополнение елки арматуры лубрикатором, а для его установки или смены введение еще одного стволового запорного устройства. Такая арматура способствовала дальнейшему увеличению и вертикального ее размера.

Эксплуатация скважин  в особо тяжелых условиях вследствие высоких дебитов, давлений, агрессивности сред, высокой температуры, большого количества абразива сделали необходимым наличие в фонтанной арматуре резервных элементов, прежде всего наиболее часто отказывающих запорных устройств. Фонтанная арматура этом еще более усложнилась , а ее размеры стали  большими, что привело к усложнению обслуживания скважины

Для уменьшения габарита фонтанной арматуры была разработана арматура , построенная не из тройников, а из крестовин, что позволило улучшить ее уравновешенность и упростить обслуживание.

Разработан  стандарт, который регламентирует схемы  фонтанных арматур, проходные размеры, ряд рабочих и испытательных давлений, исполнения, а также размеры, что позволяет резко сократить;! номенклатуру и унифицировать элементы арматуры. ГОСТом предусмотрено соотношение диаметра условного проходу ного отверстия и давлений (таблица 1):

Таблица 1

КР.000.016

Изм

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

     Перед освоением в фонтанную скважину спускают насосно-компрессорные трубы, а на колонную головку устанавливают фонтанную арматуру. Для последующей эксплуатации монтируют манифольд и прокладывают выкидную линию.

Фонтанные арматуры изготавливают (ГОСТ 13846-84) по восьми схемам (рис. 1) для различных условий эксплуатации.

Рис. 1. Типовые схемы  фонтанных арматур

1 -манометр; 2 - вентиль; 3 - буферный фланец под манометр;

4 - запорное устройство; 5 - тройник; 6 - дроссель;

7 – пере           7 – переходник трубной головки ; 8 - ответный фланец; 9 - трубная головка; 10 - крестовина елки

Их классифицируют по конструктивным и прочностным признакам:

1) рабочему  давлению (7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа);

2) схеме исполнения (восемь схем);

3) числу спускаемых  в скважину труб (один и два  концентричных ряда труб);

4) конструкции  запорных устройств (задвижки  и краны);

5) размерам  проходного сечения по стволу (50... 150 мм) и боковым отводам (50...100 мм).

КР.000.016

Изм

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

 Крестовая  арматура (рис. 2 ) для скважин, не  содержащих абразив, с проходным (условным) отверстием 50 мм, рассчитана на рабочее давление 70 МПа.

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

Рис. 2. Арматура фонтанная крестовая для однорядного подъемника:

1—манометры; 2 — трехходовой   кран; 3 — буфер; 4—9 — задвижки; 5 — крестовик   елки; 6 — переводная   катушка; 7 — переводная   втулка; 8 — крестовик   трубной    головки;10 — штуцер; 11 — фланец  колонны; 12 — буфер

        Тройниковая арматура (рис. 3) для скважин содержащих абразив. Трубная головка, кроме крестовины , имеет тройник, что позволяет нести два ряда НКТ. На арматуре, рассчитанной на большое давление, на боковых отводах установлено не по одной, а по две задвижки. Это обусловлено большей надежностью примененных задвижек при одновременном обеспечении возможности их смены на работающей скважине, т. е. без ее остановки.

КР.000.016

Изм

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Рис. 3. Арматура фонтанная тройниковая литая с крановыми запорными устройствами для двухрядного  подъемника:

1, 19 — манометры; 2 —  вентили; 3 — буфер; 4 — краны проходные диаметром 60 мм; 5,20 — тройники; 6, П — краны проходные диаметром 40 мм; 7 — штуцер; 8 — болт; 9 — фланец штуцерного патрубка; 10, 15 — прокладки металлические; 11 — катушка стволовая; 12, 14 — патрубки; 13 — тройник трубной головки; 16 — крестовик трубной головки; 18 — вентили; 21 — фланец, 22 – фланец обсадной колонны.

КР.000.016

Изм

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

2.2 Манифольд

      Фонтанная арматура скважины  соединяется с промысловыми коммуникациями сбора пластовой жидкости или газа с помощью манифольда, который представляет собой сочетание трубопроводов и запорных устройств, а иногда и клапанов, обвязывающих фонтанную арматуру. Манифольд служит для подключения к трубному и затрубному пространствам агрегатов для проведения различных операций при пуске и эксплуатации скважины.

Манифольды  фонтанной арматуры обычных нефтяных скважин состоят из нескольких задвижек, крестовиков, тройников, и других элементов. На более ответственных нефтяных скважинах манифольд; состоит из большего числа элементов. Еще более сложны манифольды для высокодебитных газовых скважин, которые выполняются по -следующим схемам:

Схема 1. Для  мало- и среднедебитных скважин, эксплуатирующихся по одному отводу фонтанной елки.

Схема. 2. Для  высокодебитных скважин, эксплуатирующихся только по подъемной колонне труб по двум отводам елки в один трубопровод.

Схема 3. Для  скважин с низкими пластовыми давлениями, допускающих отбор газа из затрубного пространства по одному отводу трубной головки в один трубопровод.

Схема 4. Для  двухобъектных газовых скважин, эксплуатирующихся по одному отводу фонтанной елки и одному отводу трубной головки в два шлейфа.

Схема 5. Для  двухобъектных газовых скважин, эксплуатирующихся по одному отводу фонтанной елки и одному отводу трубной головки в два шлейфа.

Схема манифольда фонтанной арматуры газовой скважины показана на рис. 4 а.

                В фонтанной арматуре за катушкой  и угловыми регулирующими штуцерами обе рабочие струны и струны затрубного пространства обвязываются манифольдом с задвижками, крестовиками, тройниками, катушками, КИП, предохранительными клапанами и продувочно-задавочной линией, состоящей из линий  для подключения агрегатов, сбора глинистого раствора 6, подключения сепаратора , штуцеров, ДИКТа и факельной линии .

КР.000.016

Изм

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Рис. 4

Манифольд обеспечивает возможность подачи в скважину ингибитора, глушения с помощью продувочно-задавочной линии и продувки скважины по трубному и затрубному пространствам; проведения газодинамических исследований; подключения насосных агрегатов на достаточном расстоянии от устья; безопасного сжигания газа и конденсата в факеле; сбора глинистого раствора и других рабочих жидкостей при освоении, глушении и интенсификации притока жидкости к забою

В манифольдах  фонтанной арматуры ответственных газовых скважин применяются клапаны-отсекатели, отключающие скважину при понижении и повышении давления посравнению с заданным. Схема манифольда фонтанной скважины показана на рис. 4, б. Арматура и манифольд газлифтных и нагнетательных скважин собираются из элементов, часть которых составляет арматуру и манифольд фонтанных скважин.

2.3 Запорные  и регулирующие устройства фонтанной

арматуры  и манифольда

  К запорным  устройствам относятся задвижки  и краны для перекрытия или открывания  каналов арматуры и манифольда, к регулирующим - сменные штуцеры и вентили для

КР.000.016

Изм

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

изменения дросселированием расхода пластовой жидкости или газа..

В зависимости  от схемы фонтанной арматуры или манифольда число запорных устройств в елке и трубной головке может составлять 10...12, а в манифольде - 15...20 задвижек или кранов.

Аналогичные запорные устройства используются в  арматуре газлифтных и нагнетательных скважин.

Запорные  устройства - задвижки и краны применяемых в тайной арматуре типов широко используются в оборудовании поч для всех технологических процессов и операций при добыче нефти 1 газа, а в несколько, измененном виде и при бурении скважин. В частности, они используются в противовыбросовом оборудовании, в ма-| нифольде буровых насосов, в оборудовании для гидроразрыва пласта, для кислотной обработки и вообще во всех промывочных агрегатах, нефтегазопромысловых коммуникациях и сооружениях для сбора, разделения, транспорта пластовой жидкости, нефти и газа, для закачки воды и газа в пласт. Значительная часть этих запорных устройств применяется в оборудовании для первичной переработки нефти и газа и их транспортировки.

      Клиновая задвижка (рис. 5) наиболее простая, но имеет существенные недостатки: в открытом положении клин 7 поднят выше проходного отверстия, и уплотняющие поверхности клина и кольца в корпусе практически омываются потоком смеси, идущей из скважины. При этом идет коррозия и эрозия мест уплотнения. Открытая полость задвижки представляет собой местное сопротивление с расширением. Здесь образуются вихри и создаются условия для выпадения солей и механических примесей.

 Прямоточная задвижка (рис. 6) в закрытом и открытом состоянии (в последнем состоянии отверстие устанавливается по оси канала корпуса) имеет уплотняющие поверхности закрытыми. Две половинки плашки 10 разжимаются пружинами и прижимаются к корпусу. Канал не изменяет своего диаметра. Задвижка заполнена густым маслом, а полости 7 - смазкой, которая поступает к местам уплотнения плашек под давлением среды, передаваемым через поршни  

КР.000.016

Изм

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Рис. 5. Клиновая задвижка:

1 - маховик; 2 - крышка манжеты;3 - манжета; 4 - шпиндель и егобурт осевой опоры; 5 - крышказадвижки; 6 - прокладка; 7 - клин;8 - корпус; 9 – кольцо

                                                     Рис. 6. Прямоточная

                                                              задвижка:

1 - маховик; 2 - корпус подшипника; 3 - крышка задвижки; 4 - шпиндель;

5 - прокладка; б - поршень; 7 - шека корпуса; 8 - гайка плашек; 9 - втулка; 10 - плашка; 11 – корпус

КР.000.016

Изм

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Пробковый кран (рис. 7) состоит из корпуса 1, конической пробки 2, крышки 3, через которую проходит регулировочный винт 4, позволяющий регулировать рабочий зазор между уплотнительны-ми поверхностями корпуса пробки.

Уплотнение  регулировочного винта осуществляется манжетами 5, поджатие которых производится грундбуксой.

Управление  краном осуществляется путем поворота пробки 2 (через шпиндель 7 и кулачковую муфту 6) рукояткой 8 до ее упора (рукоятки) в выступы горловины корпуса.

    Рис. 7. Пробковый кран:

1- корпус; 2 - конус; 3- крышка; 4 - регулирующий винт; 5 – манжеты ;6 - кулачковая муфта  для проворота конуса шпинделем  7- шпиндель; 8 - рукоятка; 9 - нажимной  болт для подачи смазки; 10 - обратный клапан ; 11 и 12 - ограничитель и пружина клапана.

Для поворота пробки крана рукоятку при необходимости  наращивают рукояткой 406 - ЗИП - 4, поставляемой с арматурой. Шпиндель уплотняется манжетами, которые поджимаются грундбуксой.

Для отжатия  заклиненной пробки и подачи смазки в шпинделе 7 крана предусмотрено устройство, состоящее из толкателя 9 и втулки (уплотняемой двумя кольцами из маслобензостойкой резины) с вмонтированным в нее обратным клапаном 10. Отжатие заклиненной пробки осуществляется вращением толкателя. Осевое усилие на пробку передается через втулку. Кран работает только со смазкой

КР.000.016

Изм

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Смазка выполняет следующие  функции: обеспечивает герметичность затвора крана; облегчает поворот пробки, создавая постоянную прослойку между уплотнительными поверхностями корпуса и пробки; предохраняет уплотни-тельные поверхности от коррозии и износа; предохраняет кран от заедания и заклинивания. С целью повышения коррозийной стойкости пробка крана подвергается сульфацианированию. .

Кран смазывается через 40-50 циклов работы смазкой Л3-162 или через 150-180 циклов смазкой «Арматол-238».

2 .4 Принцип  действия фонтанной арматуры.

При оборудовании скважины фонтанной арматурой под однорядный подъемник (в скважину спущена только одна колонна НКТ), как это показано на рис. 2, фонтанную колонну подвешивают на переводной катушке с помощью переводного патрубка.

В случае применения арматуры для двухрядного подъемника (см. рис. 3) в скважину спускают две колонны НКТ большего и меньшего диаметров. Такая арматура отличается от арматуры для однорядного подъемника тем, что в ее состав добавляют тройник 13, к которому подвешивают колонну НКТ с помощью переводного патрубка 14. НКТ второго ряда подвешивают к катушке 11с помощью патрубка 12.

В фонтанных  арматурах все шире начинают применять  прямоточные задвижки или пробковые краны Азинмаша с уплотнителыюй смазкой. Особенность прямоточной задвижки заключается в том, что поток нефти (газа), проходящий через задвижку, не соприкасается с уплотняющими поверхностями, вследствие этого износ их незначителен, а надежность высокая. При износе затвора с одной стороны, его поворачивают другой стороной, что обеспечивает длительную надежную работу задвижки.

Пробковые краны  обладают высокой коррозийной стойкостью, небольшими размерами и массой. Они сравнительно просты в устройстве и надежны в работе.

КР.000.016

Изм

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Открывают и  закрывают такие краны поворотом пробки на полоборота.

Режим эксплуатации фонтанной скважины регулируют путем изменения величины устьевого давления с помощью специальных устройств — штуцеров. Существует много различных конструкций штуцеров: со сменной втулкой, быстросъемные, регулируемые и т. д. Штуцер представляет собой металлический цилиндр или шайбу с отверстием по центру. Его устанавливают на выкидных линиях фонтанной елки после задвижек или кранов. Диаметр отверстия штуцера от 3 до 5 мм. Иногда применяют штуцеры и с большим диаметром отверстия, обычно при очень высоких дебитах скважин.

Наличие в  штуцере отверстия небольшого диаметра резко уменьшает проходное сечение потока нефти или газа, поэтому сопротивление их движению возрастает. Если давление на устье повышается, то депрессия на пласт и дебит скважины снижаются. Ограничивая дебит скважины оптимальной величиной, можно добиться наиболее экономичного расходования пластовой энергии и, следовательно, более длительного периода фонтанной эксплуатации скважины.

Для восстановления режима эксплуатации фонтанной скважины изменяют диаметр штуцера на больший или меньший, очищают штуцер или выкидную линию от осадков, подкачивают нефть в затрубное пространство и чистят скважину от песчаной пробки.

2.5 Техническое  обслуживание

Обслуживание  фонтанных скважин заключается  в систематическом контроле соответствия фактического расхода рабочего агента расчетному, в проверке исправности и герметичности устьевого оборудования, выкидных линий, промысловых нефтегазосборных сетей, а также всего оборудования, применяемого при фонтанной эксплуатации скважин.

Все замеченные неполадки и неисправности должны быть немедленно устранены. При серьезных нарушениях устьевого оборудования, например при пропусках во фланцевых и других соединениях, разъедании арматуры, скважина

КР.000.016

Изм

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

 должна быть немедленно остановлена до устранения этих нарушений. На приустьевой площадке необходимо поддерживать чистоту, устранять мазут и скопления нефти. Арматура и прискважинные сооружения должны быть окрашены светлой краской, что способствует поддержанию чистоты и порядка на скважине.

Технологические процессы, идущие под высоким давлением, оборудование, находящиеся под большими нагрузками, в определенных условиях представляют опасность для работающих.

Техническое обслуживание, сводится к следующему:

- осмотр и  испытание установки, оборудования, механизмов;

- использование  ослабленных элементов и устройств  для механизации опасности;

- проверка  средств блокировки, исключающих аварии при неправильных действиях работающих.

- проверка  автоматизация производственных  процессов, позволяющая вывести из опасных зон, осуществление контроля за показаниями приборов и дистанционные управления.

КР.000.016

Изм

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

3. Заключение

КР.000.016

Изм

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Оглавление

1. Введение……………………………………………………………………………...2

2. Классификация фонтанных арматур  по ГОСТу. Обвязка фонтанной скважины с выкидной линией. …………………………………………………………...…………4

2.1. Фонтанная арматура…………………………  …………………………………....5

2.2. Манифольд…………………………...……………………………………………10

2.3. Запорные и регулирующие устройства  фонтанной арматуры и манифольда..11                                                  

2.4. Принцип действия фонтанной арматуры ……………………………………...……15

2.5. Техничекое обслуживание……………………………………………………….16 Заключение…………………………………………………………………………….18

4. Список литературы…………………………………………………………………

КР.000.016

Изм

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

КР.000.016

Изм

Лист

№ докум.

Подпись

Дата