Оборудование фонтанных скважин

Многообразие условий разработки нефтяных месторождений и эксплуатации скважин предопределяет определенные, достаточно жесткие требования к оборудованию фонтанных скважин. Не менее жесткие требования к оборудованию диктуются законами охраны недр, окружающей среды, техники безопасности и обеспечения условий жизнедеятельности работающего персонала.

Принципиально оборудование фонтанных скважин состоит из следующих элементов: колонная головка, фонтанная арматура и манифольды.

Колонная головка

Колонная головка предназначена для обвязки устья скважины с целью герметизации межтрубных пространств, обвязки обсадных колонн и установки фонтанной арматуры. В зависимости от количества обсадных колонн, спущенных в скважину, выпускаются одно-, двух-, трех-, четырехи пятиколонные головки, но все они должны удовлетворять следующим требованиям:

• — надежная герметизация межтрубных пространств;
• — возможность контроля за давлением во всех межтрубных пространствах;
• — быстрое и надежное крепление подвески обсадных колонн;
• — универсальность (возможность использования различных обсадных колонн);
• — быстрый и удобный монтаж;
• — минимально возможная высота;
• — высокая надежность (в процессе эксплуатации скважины колонная головка не подлежит ремонту).

Колонные головки выпускаются на различное давление от и единиц МПа до п десятков МПа. В процессе бурения на колонной головке монтируются превенторы. Перед эксплуатацией скважины превенторы демонтируют и на них устанавливают фонтанную арматуру.

Фонтанная арматура предназначена для:

• — подвески одной или двух колонн НКТ;
• — герметизации и контроля пространства между колоннами НКТ и затрубного пространства;
• — проведения различных технологических операций при вызове притока, освоении, эксплуатации, исследовании и ремонте;
• — направления продукции скважины на замерную установку;
• — регулирования режима работы скважины и проведения глубинных исследований путем спуска приборов в подъемник;
• — закрытия скважины (при необходимости).

Фонтанные арматуры выпускаются для самых разнообразных условий эксплуатации и различаются как по конструкции, так и по прочностным признакам:

• — по рабочему давлению;
• — по размерам проходного ствола;
• — по конструкции фонтанной елки: крестовые (АФК) и тройниковые (АФТ);
• — по числу спускаемых в скважину рядов НКТ: однорядные и двухрядные;
• — по типу запорных устройств: с задвижками или кранами;
• — по типу соединения элементов арматуры: фланцевые и резьбовые.

По существу, фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки. Трубная головка предназначена для закрепления в ней колонн НКТ (одной или двух) и представляет собой крестовину с двумя боковыми отводами и установленной на ней переходной катушкой, в которой закрепляется на резьбе колонна НКТ. При подвеске двух колонн НКТ колонна большего диаметра закрепляется в тройнике с одним боковым отводом, а колонна меньшего диаметра — в катушке, установленной на этом тройнике. Фонтанные елки бывают крестового и тройникового типов.

Рисунок 3. Принципиальные схемы фонтанной (а — крестовой, б — тройниковой) арматуры. 1 — крестовина с двумя боковыми отводами; 2 — переходная катушка для подвески НКТ; 3 — задвижка или кран; 4 — катушка; 5 — штуцерная колодка; 6 — тройник; 7 — крестовина; 8 — фланец.

Каждый тип фонтанной елки применяется для определенных эксплуатационных условий. Фонтанная елка крестовой арматуры имеет два боковых отвода, один из которых может быть рабочим, а второй — запасным. Фонтанная елка тройниковой арматуры имеет верхний и нижний отводы (выкиды). Рабочим выкидом всегда является верхний, а нижний — запасным.

В шифре фонтанной арматуры указывается ее тип, проходной диаметр выкида (мм), рабочее давление (МПа). Если арматура оборудована кранами, это также указывается в шифре. Например, АФТ-65Кр-14 — арматура фонтанная, тройникового типа, крановая с проходным диаметром выкида 65 мм, на рабочее давление 14 МПа.

Важным элементом фонтанной арматуры являются штуцерные колодки, устанавливаемые на выкидах и предназначенные для размещения в них штуцеров, с помощью которых регулируется режим работы фонтанной скважины. Существует много типов и конструкций штуцеров как регулируемых, так и нерегулируемых. Более надежными и простыми являются нерегулируемые штуцеры, которые и используются на большинстве фонтанных скважин.

Фронтальная арматура

Фонтанные арматуры изготавливают (ГОСТ 13 846−84) по восьми схемам для различных условий эксплуатации. 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).

Рисунок 4. 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 Крестовая арматура для скважин, не содержащих абразив, с проходным (условным) отверстием 50 мм, рассчитана на рабочее давление 70 Мпа.

Рисунок 5. Фонтанная арматура. а — арматура крестовая; б — арматура тройниковая.

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.

Тройниковая арматура для скважин 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 возможности их смены на работающей скважине, т. е. без ее остановки.

Манифольды

Манифольды предназначены для обвязки выкидов фонтанных скважин (арматуры фонтанных скважин) со сборными коллекторами, транспортирующими продукцию скважин на пункт сбора и подготовки. Манифольды предусматривают установку на них штуцеров, вентилей для отбора проб продукции скважин, запорных устройств и предохранительных клапанов. Основные узлы манифольдов унифицированы с узлами и деталями фонтанной арматуры и на концах имеют фланцы под трубы диаметром 80 мм.

Запорные устройства — задвижки и краны применяемых в фонтанной арматуре типов широко используются в оборудовании почти для всех технологических процессов и операций при добыче нефти и газа, а в несколько измененном виде и при бурении скважин. В частности, они используются в противовыбросовом оборудовании, в манифольде 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- 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.

Рисунок 6. Клиновая задвижка. 1 — маховик; 2 — крышка манжеты; 3 — манжета; 4 — шпиндель и его бурт осевой опоры; 5 — крышка задвижки; 6 — прокладка; 7 — клин; 8 — корпус; 9 — кольцо.

Регулируемые штуцеры позволяют бесступенчато регулировать давление на выкиде фонтанной скважины за счет осевого перемещения шпинделя штуцера с насадкой, входящей в гнездо. Из-за переменного профиля насадки площадь кольцевого отверстия между гнездом и насадкой при перемещении шпинделя меняется в пределах от 3 до 35 мм, что и позволяет регулировать расход жидкости или газа. Штуцер рассчитан на рабочее давление до 70 МПа. Масса штуцера около 80 кг.

Рисунок 7. Регулируемый штуцер. 1 — сменная насадка; 2 — втулка.

Для облегчения управления штуцерами и для возможности телеуправления они оснащаются приводом.

При агрессивных средах и больших расходах жидкости или газа насадка шпинделя и гнездо штуцера быстро изнашиваются. Для повышения износостойкости этих деталей они изготавливаются из специальных композитных материалов. Однако и это не исключает необходимости в частых сменах регулируемого штуцера. Поэтому в подобных условиях применяются сменные, втулочные штуцеры с разными диаметрами отверстий, которые при износе поверхности отверстия снимаются с фонтанной арматуры и заменяются новыми.

Смена обычного втулочного штуцера трудоемка и длительна. Для облегчения и ускорения этой операции применяются быстросменные штуцеры. За счет использования сменных втулок с отверстиями диаметром 5, 8, 10, 15, 20, 25, 30 мм и возможности их быстрой смены можно ступенчато регулировать расход жидкости или газа. Штуцер рассчитан на рабочее давление 70 МПа.

Рисунок 8. Быстросменный штуцер. 1 — обойма; 2, 9 — уплотнительные кольца; 3 — пружина; 4 — дроссель; 5 — уплотнение дросселя; 6 — винт; 7 — проточка; 8 — корпус; 10 — кольцо.

Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке. Фонтанная елка монтируется на трубной головке и предназначается для направления отбираемых из скважины жидкости и газа в манифольд, регулирования и контроля за работой фонтанной скважины.

Крестовина и тройник позволяют отводить добываемую смесь к манифольдам или иметь сообщение с одним из межтрубных пространств. На этих же деталях можно подвесить колонну НКТ. Для этого детали могут иметь резьбу. Колонна подвешивается непосредственно на этой резьбе или через переводный патрубок 10. Катушка или переводник служит для подвески НКТ или для перехода с одного размера деталей арматуры на другой.

Запорные устройства сечения ствола или отвода

Запорные устройства сечения ствола или отвода. Регулировка параметров потока неполным закрытием запорного устройства не допускается.

Для регулировки параметров потока и режима работы скважины используются специальные узлы — дроссели (штуцера). Дроссель имеет корпус, в который вставлена стационарная или сменная втулка с небольшим по диаметру отверстием. Через отверстия втулки проходит вся продукция скважины.

Детали и узлы арматуры соединяются между собой резьбой, фланцами с уплотнением или хомутами. По этому признаку арматура делится на резьбовую, фланцевую и хомутовую (или бугельную).Вертикальная, стволовая часть елки может иметь отводы в одну сторону (через тройники) или в две стороны (через крестовины). По этому признаку арматура делится на тройниковую и крестовую. Основные параметры арматуры — диаметр проходного сечения стволовой части фонтанной елки и рабочее давление, на которое рассчитана арматура.

В соответствии с технической документацией установлены рабочие давления Р_раб. = 14, 21, 35, 70, 105 МПа.

Таблица № 1. Диаметры проходных сечений

Давление испытания принято, для рабочих давлений от 7 до 35 МПа равным 2Р_раб, а для давлений от 70 до 105 МПа — 1,5 Р_раб.

Таблица № 2. Соответствие условных диаметров и давлений.

ГОСТом установлены типовые схемы арматуры — тройниковые и крестовые.

ГОСТом предусмотрены также схемы с дублирующими стволовыми запорными устройствами. Это обычно делается при больших давлениях на фонтанирующей скважине.

У тройниковой арматуры при двух боковых отводах верхний является основным рабочим отводом. При выходе его деталей из строя закрывается стволовое запорное устройство и жидкость или газ направляются по нижнему отводу без остановки работы скважины.

Это удобно при необходимости ремонта верхнего отвода. Но расположение отводов по вертикали (один над другим) увеличивает высоту арматуры, что усложняет ее обслуживание.

Тройниковую арматуру рекомендуется использовать при низких и средних давлениях.

Для средних и высоких давлений ГОСТ рекомендует применять крестовую арматуру. Крестовая арматура значительно ниже тройниковой, что облегчает ее обслуживание.

К недостаткам крестовой арматуры относится то, что при выходе из строя одного из отводов необходимо закрывать нижнее стволовое запорное устройство, а следовательно останавливать скважину.

При исследовании скважин часто необходимо устанавливать над фонтанной елкой лубрикатор для спуска того или иного прибора. Для этой цели в тройниковой и крестовой арматуре предусмотрено верхнее стволовое запорное устройство.

Давление в фонтанирующих скважинах может доходить до 100 МПа, причем оно изменяется, пульсирует. Скорость движения выходящей из скважины смеси жидкости, газа и механических примесей (например, кварцевого песка) в некоторых частях арматуры достигает нескольких десятков метров в секунду, жидкость и газ часто агрессивны и вызывают интенсивную коррозию арматуры.

Вследствие тяжелых условий работы арматуры ее крестовины, тройники, переводники, фланцы и корпусные детали запорных устройств выполняются только из стали. Уплотнение между фланцами арматуры осуществляются стальными кольцами.

В арматуре применяются следующие запорные устройства:

• — задвижки клиновые;
• — задвижки прямоточные;
• — краны;
• — вентили.

Основное достоинство клиновой задвижки — ее простота. Но при открытой задвижке у проходного канала образуются большие боковые полости, вызывающие образование вихревых потоков, потерю напора и возможность отложения в них солей, парафина и песка. При этом уплотняющие поверхности у корпуса и клина интенсивно омываются потоками жидкости, отбираемой из скважины, что приводит к их усиленной коррозии и эрозии.

Этих недостатков нет у прямоточной задвижки.

Кран выгодно отличается от задвижки. Для его открытия или закрытия достаточно повернуть рукоятку на 90⁰. Его уплотняющие поверхности так же, как у прямоточной задвижки, не омываются потоком жидкости, и канал его не имеет мертвых пространств при открытом канале.

Одним из главных недостатков кранов является сложность изготовления. От точности изготовления зависит его надежность. Для обеспечения надежной работы крана требуются специальные смазки.

Для установки, включения-отключения манометров и для снижения давления используются вентили. Вентили, применяемые на фонтанных арматурах, рассчитаны на рабочее давление до 70,0 МПа, имеют проходное отверстие 5 мм и массу 3−4 кг.

Регулируемые штуцеры аналогичны по конструкции вентилю. Они позволяют бесступенчато регулировать давление на выкиде фонтанной скважины за счет осевого перемещения шпинделя штуцера с насадкой, входящей в гнездо. Из-за переменного профиля насадки площадь кольцевого отверстия между гнездом и насадкой при перемещении шпинделя меняется в пределах от 3 до 35 мм, что и позволяет регулировать расход жидкости или газа. Штуцер рассчитан на рабочее давление до 70,0 МПа. Масса штуцера около 80 кг.

Для облегчения управления штуцерами и для возможности телеуправления они оснащаются приводом.

При агрессивных средах и больших расходах жидкости или газа насадка шпинделя и гнездо штуцера быстро изнашиваются. Для повышения износостойкости этих деталей они изготовляются из специальных композитных материалов. Однако и это не исключает необходимости в частых сменах регулируемого штуцера. Поэтому в подобных условиях применяются сменные, втулочные штуцеры с разными диаметрами отверстий, которые при износе поверхности отверстия снимаются с фонтанной арматуры и заменяются новыми.

Смена обычного втулочного штуцера трудоемка и длительна. Для облегчения и ускорения этой операции применяются быстросменные штуцеры.

За счет использования сменных втулок с отверстиями диаметром 5, 8, 10, 15, 20, 25, 30 мм и возможности их быстрой смены можно ступенчато регулировать расход жидкости или газа. Штуцер рассчитан на рабочее давление 70 МПа.

Стандарты регламентируют главные параметры арматуры и запорных устройств: рабочее давление и давление испытаний, диаметр проходного отверстия. Кроме того, регламентируются присоединительные размеры, габариты, масса и исполнение.

Большая часть узлов и деталей фонтанной арматуры и запорных устройств соединяются с помощью фланцев, стандартизация размеров которых имеет особо важное значение для обеспечения сборки и комплектования соответствующих типоразмеров арматуры и манифольда. Поэтому размеры фланцевого соединения также регламентируются стандартами.

При фланцевых соединениях методика расчета зависит от способа соединения фланцев: шпильками или хомутами. В обоих случаях рассчитывают размеры фланцев и уплотнительной прокладки, но в первом случае рассчитываются шпильки, а во втором — хомут и стягивающие его болты. В обоих случаях определяют усилия предварительной затяжки уплотнительной прокладки. Последняя в сочетании с проточками под нее обеспечивает герметичность соединения лишь при строго определенных размерах, форме сечения и материалах прокладки с размерами, формой сечения проточек во фланцах и величиной осевого усилия, прижимающего фланцы. Осевое усилие при соединении фланцев шпильками равно сумме усилий затяжки шпилек, а при хомутовом соединении — результирующей от усилий обжима наружных конических поверхностей фланцев внутренними коническими поверхностями хомута.

При сборке она контактирует с внешней поверхностью верхнего фланца и фаской нижнего, а при последующем обжиме фланцами ее положение и размер меняются, она уменьшается в пределах упругой деформации. Указанием на упор прокладки о внутреннюю поверхность проточки служит резкий скачок в осевом усилии — при затяжке шпилек хомута.

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 малои 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 низким 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, а два шлейфа.

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

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 по сравнению с заданным. Схема манифольда фонтанной скважины показана на рис., б. Арматура и манифольд газлифтных и нагнетательных скважин собираются из элементов, часть которых составляет арматуру и манифольд фонтанных скважин.