Арматура фонтанная и нагнетательная. Типовые схемы, основные параметры и технические требования к конструкции

Фонтанная арматура для нефтяных и газовых скважин

На фото – трубная обвязка фонтанной арматуры

Когда структура продуктивного пласта представлена горными породами с достаточно высокой прочностью, как правило, применяется так называемый “открытый” забой. В таких случаях эксплуатационную колонну доводят до верхней границы разрабатываемого пласта, а затем сам пласт вскрывают на полную мощность.

Если же горные породы, составляющие продуктивный пласт, являются рыхлыми и неустойчивыми, то в таких случаях забой укрепляется обсадными трубами с дополнительным укреплением (при помощи цементирования) затрубной области. Нефтяной приток в скважину обеспечивается с помощью перфорации (пробивки отверстий) в обсадной трубе и цементном кольце, которые расположены на продуктивном горизонте (как правило, перфорируют из расчета десять отверстий на одном метре).

Вообще оборудование любых скважин (не только фонтанных) должно обеспечить заданный режим отбора продукции и давать возможность проводить необходимые технологические операции по выполнению требований по охране недр, экологии окружающей среды, а также максимально снижать риск возникновения аварийных ситуаций.

Как мы уже сказали выше, такое оборудование делится на два вида:

• подземное (скважинное);
• устьевое (наземного расположения).

Фонтанная арматура ставится на колонную головку устья. Такая арматура должна отвечать всем требованиям ГОСТ-а номер 13846-89.

Виды фонтанных арматур различаются по своим прочностным характеристикам и конструктивным особенностям, которые отражаются в шифре этого оборудования.

Трубная обвязка представляет собой устанавливаемую на колонную обвязку часть арматуры, которая предназначена для:

Верхний конец скважинного трубопровода крепится с помощью катушки-трубодержателя, которая ставится на трубной головке. Возможно крепление такого трубопровода посредством муфты-трубодержателя, которая закрепляется в корпусе трубной головки.

Фонтанная арматура должна обеспечивать возможность замерять давление на верхнем елочном буфере, а также измерять температуру и давления скважинной среды в районе буфера бокового елочного отвода и на трубной головке. Стандарты предусматривают производство фонтанных арматур блочного типа и возможность доукомплектования (в случая необходимости) такой арматуры предохранительными автоматическими устройствами и другим оборудованием с дистанционным управлением.

Если скважина оборудуется двумя колоннами насосно-компрессорных труб (НКТ) концентрического типа (двухрядный подъемник), то трубы больших диаметров подвешивают с помощью резьбового соединения на нижний тройник или крестовину, которые должны герметично закрывать затрубное пространство. Трубы меньших диаметров подвешивают на резьбу стволовой катушки (проводника), которые размещаются над тройником или крестовиной.

Применение двухструнной крестовой или тройниковой елочной конструкции целесообразно тогда, когда остановка скважины в процессе её эксплуатации является нежелательной. В качестве рабочей используется либо верхняя, либо любая из боковых струн, а запорное устройство, расположенное первым от ствола является запасным.

Монтаж и демонтаж устьевой фонтанной арматуры выполняется с помощью автомобильных кранов или при помощи других подъемных механизмов.

Запорные устройства, используемые на такой арматуре, бывают трех типов:

• пробковый кран (со смазкой);
• прямоточная задвижка типа ЗМ или ЗМС (со смазкой), оборудованная однопластинчатым шибером;
• задвижка ЗМАД , оборудованная двухпластинчатым шибером.

Спуск этих труб в скважины фонтанного типа происходит до уровня фильтра эксплуатационной колонны.

ГОСТ номер 633-80 предусматривает использование НКТ следующих условных внешних диаметров: 27-мь, 33-и, 42-а, 48-мь, 60-т, 73-и, 89-ть, 102-а и 114-ть миллиметров. Толщина стенок таких труб по ГОСТ варьируется от трех до семи миллиметров, а их длина – от пяти до десяти метров. НКТ изготавливаются бесшовными, из марок сталей, которые обладают высокими механическими характеристиками.

Резьба на такие трубы нарезается с обоих концов, чтобы обеспечить надежное муфтовое соединение. В случае необходимости НКТ изготавливают из алюминиевого сплава Д16. В некоторых случаях применяются неметаллические трубы из фибергласса, а также гибкие (безрезьбовые) насосно-компрессорные трубы, выпускаемые в виде барабанов общей длиной до шести километров.

ТИПОВЫЕ СХЕМЫ И ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ

1. ТИПОВЫЕ СХЕМЫ И ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ

1.1. Типовые схемы фонтанных елок должны соответствовать приведенным на черт.1, нагнетательных елок — на черт.2.

Черт.1. Типовые схемы фонтанных елок

Типовые схемы фонтанных елок

1 — переводник к трубной головке; 2 — тройник; 3 — запорное устройство; 4 — манометр с запорно-разрядным устройством; 5 — дроссель; 6 — ответный фланец; 7 — крестовина Черт.1

Черт.2. Типовые схемы нагнетательных елок

Типовые схемы нагнетательных елок

1 — переводник к трубной головке; 2 — тройник; 3 — запорное устройство; 4 — манометр с запорно-разрядным устройством;5 — обратный клапан; 6 — ответный фланец; 7 — крестовина

Черт.2

1.2. Типовые схемы трубных обвязок фонтанных и нагнетательных арматур должны соответствовать приведенным на черт.3.

Черт.3. Типовые схемы трубных обвязок фонтанных и нагнетательных арматур

Типовые схемы трубных обвязок фонтанных арматур

нагнетательных арматур

1 — ответный фланец; 2 — запорное устройство; 3 — трубная головка; 4 — манометр с запорно-разрядным устройством; 5 — быстросборное соединение Черт.3

1.3. Типовые схемы устьевых арматур должны составляться сочетанием типовых схем устьевых елок с трубными обвязками. Примеры типовых схем фонтанных арматур приведены на черт.4, нагнетательных арматур — на черт.5

Черт.4. Схемы фонтанных арматур

1 — фонтанная елка (черт.1); 2 — трубная обвязка (черт.3)

Черт.4

Черт.5. Схемы нагнетательных арматур

1 — нагнетательная елка (черт.2); 2 — трубная обвязка (черт.3) Черт.5

1.4. Основные параметры фонтанных арматур должны соответствовать указанным в табл.1.

Таблица 1

1.5. Основные параметры нагнетательных арматур должны соответствовать указанным в табл.2.

Таблица 2

1.6. Условные обозначения устьевых елок и арматур должны состоять из наименования, шифра, построенного по схеме приложения 1, и обозначения нормативно-технического документа на поставку. Примеры условных обозначений Фонтанной арматуры с подвешиванием скважинного трубопровода в трубной головке, с фонтанной елкой по типовой схеме 6, с автоматическим управлением, с условным проходом ствола 80 мм и боковых отводов 65 мм, на рабочее давление 70 МПа:

Арматура фонтанная АФ6А-80/65х70 ГОСТ 13846-89

Елки с подвешиванием скважинного трубопровода в переводнике к трубной головке (катушке-трубодержателе), выполненной по типовой схеме 2, с ручным управлением, с условным проходом ствола 65 мм, боковых отводов 50 мм, на рабочее давление 35 МПа, коррозионностойкого исполнения К2:

Елка фонтанная ЕФК2-65/50х35К2 ГОСТ 13846-89

Нагнетательной арматуры с подвешиванием скважинного трубопровода в переводнике к трубной головке, выполненной по типовой схеме 1, с ручным управлением, с условным проходом ствола и боковых отводов 65 мм, на рабочее давление 21 МПа:

Арматура нагнетательная АНК1-65х21 ГОСТ 13846-89

То же, с двумя трубными головками по черт.4б:

Арматура нагнетательная AHK1a-65х21 ГОСТ 13846-89

Нагнетательной елки с теми же параметрами и назначением:

Елка нагнетательная ЕНК1-65х21 ГОСТ 13846-89

Технические требования к конструкции

В ГОСТ 13846–89 определил, что фонтанная арматура предназначена для выполнения герметизации скважин, перекрывания движения рабочей среды и выполнения других технологических процедур. В соответствии с нормативами, регламентированными в ГОСТ 15150–69 эти устройства, могут работать при температурах от -60 до +40 градусов.

В ГОСТ 51365–2009 определяет технические условия и требования к указанной арматуре. Проектировщики, занимающиеся конструированием оборудования должны руководствоваться требованиями этого документа.

Арматура фонтанная и нагнетательная АФК, АНК

Главная» > «Продукция» > «Арматура устьевая» > «Арматура фонтанная и нагнетательная АФК, АНК

Арматура фонтанная, выпускаемая в соответствии с ГОСТ 13846-89 и ТУ 3665-010-00221801-99, предназначена для герметизации устья насосных (ЭЦН, ШГН) и фонтанных нефтяных и газовых скважин, перекрытия и направления добываемой продукции в манифольд, а также проведения необходимых технологических операций. Арматура предназначена для эксплуатации в холодном и умеренном макроклиматических районах по ГОСТ 16350-80. Категория размещения 1 по ГОСТ 15150-69. Температура окружающего воздуха при эксплуатации от минус 60о С до плюс 40о С. Рабочий температурный диапазон от -60°С до +120°С. Класс материала и уровень технических требований (УТТ) в зависимости от условий эксплуатации по ГОСТ Р 51365-2009. Скважинная среда в зависимости от исполнения может содержать до 6% С02 и H2S по объёму каждого. Арматура сертифицирована на соответствие государственным стандартам Российской Федерации (ГОСТ Р) и межгосударственным стандартам (ГОСТ), применяемым на территории Российской Федерации. Имеет разрешение на применение, выданное Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору. Арматура может проектироваться и изготавливаться по индивидуальным заказам потребителей с учётом условий эксплуатации, выбранного класса материала комплектующих и в необходимых компоновочных сочетаниях.

1. Крестовина; 2. Переходник; 3. Задвижка; 4. Тройник фланцевый; 5. Тройник безфланцевый; 6. Переходник фланцевый; 7. Кабельный ввод; 8. Дроссель регулируемый; 9. Дроссель нерегулируемый; 10. Отвод; 11. Фланец колонный; 12. Фланец резьбовой; 13. Вентиль; 14. Манометр.

Основные параметры скважинная среда в зависимости от исполнения (ХЛ, К1, К2) : до 6% С02 и H2S рабочий температурный диапазон: от -60°С до +120°С рабочая среда: нефть, газ, раствор, вода рабочая температура: -60оС +120°С климатическое исполнение : АА, BB, СС, DD, EE, FF, НН

Кабельный ввод по заказу

АФК1-65х21 ХЛ, К1, К2; АФКЭ1-65х21 ХЛ, К1, К2; АФК2-65Х21 ХЛ, АФК3-65Х21 ХЛ, АФК3-65Х21 ХЛ (9 задвижек), АФК4-65Х21 ХЛ, АФК5-65Х21 ХЛ, АФК6-65Х21 ХЛ, АФК1-65х35 ХЛ, АФК1-65х35 ХЛ, АФК2-65Х35 ХЛ, АФК3-65Х35 ХЛ, АФК4-65Х35 ХЛ, АФК5-65Х35 ХЛ, АФК6-65Х35 ХЛ, АФК1-80/65х21 ХЛ, АФК2-80/65Х21 ХЛ, АФК3-80/65Х21 ХЛ, АФК4-80/65Х21 ХЛ, АФК5-80/65Х21 ХЛ, АФК6-80/65Х21 ХЛ, АФК1-80/65х35 ХЛ, АФК2-80/65Х35 ХЛ, АФК3-80/65Х35 ХЛ, АФК4-80/65Х35 ХЛ, АФК5-80/65Х35 ХЛ, АФК6-80/65Х35 ХЛ, АФК1-80х21 ХЛ, АФК2-80Х21 ХЛ, АФК3-80Х21 ХЛ, АФК4-80Х21 ХЛ, АФК5-80Х21 ХЛ, АФК6-80Х21 ХЛ, АФК1-80х35 ХЛ, АФК2-80Х35 ХЛ, АФК3-80Х35 ХЛ, АФК4-80Х35 ХЛ, АФК5-80Х35 ХЛ, АФК6-80Х35 ХЛ, АФКЭ1-100Х21 ХЛ, АФК2-100Х21 ХЛ, АФК3-100Х21 ХЛ, АФК4-100Х21 ХЛ, АФК5-100Х21 ХЛ, АФК6-100Х21 ХЛ, АФК1-100Х35 ХЛ, АФК2-100Х35 ХЛ, АФК3-100Х35 ХЛ, АФК4-100Х35 ХЛ, АФК5-100Х35 ХЛ, АФК6-100Х35 ХЛ, АФК6-150/100х21 ХЛ, АФКЭ1-65х21-19 ХЛ (АФЭН), АФК2-65х35, АФК3-65х35 ХЛ, К1, К2; АФК6-80/65-21 ХЛ, К1, К2; АФК6-80/65-35 ХЛ, К1, К2; АФК6-80х21 ХЛ, К1, К2; АФК6-80х35 ХЛ, К1, К2; АФК6-100х21 ХЛ, К1, К2; АФК6-100х35 ХЛ, К1, К2; АФК6-150х100-21 ХЛ, К1, К2; АФКЭ1-65х21-19 ХЛ, К1, К2.

Значение фонтанных труб

Даже при одинаковом количестве содержания газа в пласте, не каждая скважина способна фонтанировать. К примеру, если объема такого газа хватает для обеспечения фонтанирования в скважине 150-миллиметрового диаметра, то уже для диаметра в 200 миллиметров его может быть недостаточно.

Газонефтяная смесь, которая продвигается по стволу скважины, выглядит как послойное чередование нефтяных и газовых прослоек. Поэтому, чем больше диаметр эксплуатационной трубной колонны, тем большее количество газа понадобится для подъема по ней нефтяной жидкости.

На практике встречались такие случаи, при которых скважины с большими диаметрами ствола (от 150-ти до 300 миллиметров), которые были пробурены на глубину с высокопродуктивными пластами, обладающими большим собственным давлением, отличались высоким дебитом, но даже в них фонтанирование чаще всего продолжалось весьма короткое время. Более того, в некоторых случаях скважины, пробуренные в продуктивные пласты с высокими давлениями, в обычных условиях не могут фонтанировать.

В связи с этим, чтобы максимально рационально использовать энергию расширяющего газа, все горные выработки, на которых возможно появление фонтанирования, оборудуют перед освоением лифтовыми трубами, условные диаметры которых варьируются в пределах от 60-ти до 114-ти миллиметров. По этим трубам малых диаметров и происходит движение газожидкостной смеси в пробуренной скважине.

Подбор диаметра подъемных (лифтовых) труб происходит, как правило, опытным путем, и зависит от следующих факторов конкретной горной выработки:

• ожидаемый дебит скважины;
• значение давления в пласте;
• глубина бурения;
• конкретные условия эксплуатации.

В процессе фонтанирования скважины через трубную колонну малого диаметра, показатель газового фактора уменьшается, что дает возможность продлить временной отрезок фонтанирования. Во многих случаях у скважины, фонтанирующей по трубной колонне диаметра 73, 89 или 114 миллиметров, сначала начинался режим периодических выбросов, а затем она совсем останавливалась. В таких случаях продолжительность фонтанирования продлевали заменой этих трубных колонн на фонтанные трубы меньших диаметров (33, 42, 48 и 60 миллиметров).

Назначение фонтанной арматуры

Устройства этого класса отвечают за решение следующих инженерно-технических задач:

• обеспечение герметизации скважины;
• отведение продукции, транспортируемой по трубопроводной системе;
• для настройки и поддержания дебита скважины;
• при обеспечении доступа к скважинному забою;
• для обеспечения забора проб, без остановки производственных процессов.

Изделия этого класса применяют при высоком давлении, возникающим под действием нагрузок. Арматуру используют когда существует возможность воздействия агрессивных сред внутри скважины. Довольно часто она применяется, если в жидкости присутствует большое количество примесей разного происхождения и размера.

При использовании такой системы необходимо учитывать то, что это оборудование должно иметь длительный срок эксплуатации и необходимый запас прочности. Основные потребители этой продукции это предприятия занятые на добыче и транспортировке углеводородов, а также строительстве трубопроводных транспортных систем.

ПРИМЕР ТИПОВОЙ СХЕМЫ ФОНТАННОЙ АРМАТУРЫ С СИСТЕМОЙ УПРАВЛЕНИЯ

1

— станция управления;
2
— переводник к трубной головке;
3
— ответный фланец;
4 —
трубная головка;
5
-запорное устройство с ручным управлением;
6 —
манометр с запорно-разрядным устройством;
7
— запорное устройство с дистанционным управлением;
8 —
крестовина;
9
— регулируемый дроссель;
10 —
пневмопилот (автоматическое предохранительное устройство)

Примечание. На схеме не приведены датчики давления, температуры, загазованности и др.

Фонтанная эксплуатация нефтяных скважин

Загрузка …

Происходить этот процесс может и под действием природной энергии (Wп), которая поступает к забою скважины вместе с жидкостью или газом, и под действием энергии, которая вводится в скважину с поверхности (Wи).

Смесь нефтяной жидкости и попутного газа, после прохождения по стволу скважинной колонны, посредством специального устьевого оборудования направляется в специальные устройства, называемые сепараторами, в которых происходит разделение жидкой нефтяной составляющей от растворенного в ней газа, и на замерные устройства, определяющие количество полученного сырья.

После этого нефть закачивается в трубопроводы промыслового назначения. Чтобы обеспечить продвижение углеводородной смеси по этой трубопроводной системе, в устье скважины необходимо поддерживать определенное значение давления.

В связи с этим, общая формула энергетического баланса выглядит следующим образом:

W1+W2+W3 = Wп+Wи

Расшифруем незнакомые обозначения:

W1 – это энергия, которая тратится на подъем газожидкостной смеси от забоя до устья скважины;

W2 – энергия, которая расходуется этой смесью в процессе движения через оборудование устья;

W3 – энергия, которая уносится газожидкостной струей пределы скважинного устья.

Передача энергии Wи производится либо посредством воздуха или сжатого газа, либо при помощи насосного оборудования. Первый способ называют газлифтным, а второй – насосным.

Это утверждение верно и для тех месторождений, на которых явно выражен водонапорный режим. Такой режим характеризуется содержанием в нефти находящегося в растворенном состоянии газа, и этот газ в пределах продуктивного пласта из жидкости не выделяется.

Монтаж и демонтаж фонтанной арматуры

В процессе эксплуатации нефтяной или газовой скважины выполняют установку конструкции. Для присоединения используют колонные головки. Отверстия, расположенные в верхнем фланце, позволяют фиксировать детали с разными типоразмерами. Процесс установки оборудования выполняют в несколько шагов.

В пространство между фланцами укладывают прокладку, выполненную из малоуглеродистой стали и имеющей овальную форму. С помощью элеватора колонну труб опускают на место установки. После этого трубы собирают между собой с помощью резьбовых соединений. Кстати, резьбу перед сборкой имеет смысл покрыть защитной смазкой. После окончания сборки установки необходимо провести ее опрессовку.

Фонтанная арматура и схема ее обвязки, конструируется так, что бы она могла защитить окружающую среду от воздействия на нее рабочей среды, подаваемой в трубопроводной системе.

ПРИЛОЖЕНИЕ 3 (рекомендуемое). ПРИМЕР ТИПОВОЙ СХЕМЫ ФОНТАННОЙ АРМАТУРЫ С СИСТЕМОЙ УПРАВЛЕНИЯ

ПРИЛОЖЕНИЕ 3 Рекомендуемое

1 — станция управления; 2 — переводник к трубной головке; 3 — ответный фланец; 4 — трубная головка; 5 — запорное устройство с ручным управлением; 6 — манометр с запорно-разрядным устройством; 7 — запорное устройство с дистанционным управлением; 8 — крестовина; 9 — регулируемый дроссель; 10 — пневмопилот (автоматическое предохранительное устройство)

Примечание. На схеме не приведены датчики давления, температуры, загазованности и др.

Related Posts via Categories

• Как рассчитать площадь поперечного сечения арматуры всех типов?
• Сколько весит 1 метр строительной стержневой арматуры различных видов
• Длина стержневой арматуры – все возможные варианты, регламентируемые ГОСТами
• Линейная арматура – качественный монтаж линий электропередач гарантирован!
• Немерная арматура – оптимальный вариант для малоэтажного строительства!
• Марки и классы строительной стержневой арматуры и проволоки для армирования
• Муфтовая арматура, что это такое и для чего используется
• Анкеровка арматуры в бетоне – сложная, но важная операция
• Горячекатаная арматура – ГОСТ и весь цикл жизни изделия
• Вес и особенности стальной рифленой арматуры А3 и других классов