Анализ оборудования. 
Эксплуатация нефтяных месторождений

Оборудование фонтанной скважины обычно состоит из арматуры устья и колонны НКТ. Колонна НКТ в некоторых случаях оснащается приемной воронкой, иногда клапанами-отсекателями или седлами для установки вставных клапанов-отсекателей. Иногда в скважине устанавливают пакер.

Несмотря на относительную простоту оборудования скважин для фонтанной добычи нефти и газа, оно выполняет очень ответственные функции и должно быть особенно надежно, так как аварии с оборудованием при фонтанировании могут привести к выбросам и пожарам. Кроме того, оно часто весьма металлоемко (масса арматуры устья скважины составляет от 0,6 до 4,0 т), что при значительном числе фонтанирующих скважин ведет к большому расходу металла. Поэтому при конструировании арматуры необходимо стремиться не только к увеличению ее надежности, но и к сокращению металлоемкости.

Фонтанная арматура

Фонтанная арматура предназначена для герметизации устья, контроля и регулирования режима эксплуатации скважин (эксплуатационных и нагнетательных). Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки.

Трубная головка

Монтируется непосредственно на колонной головке и предназначается для подвески одной или нескольких колонн НКТ и герметизации на устье межтрубных пространств. Трубная головка должна обеспечивать проход жидкости или газа в межтрубные пространства, а также контроль давления в них и выполнения необходимых исследований скважины. Колонны подъемных труб подвешивают к трубной головке на резьбе либо на муфте; в первом случае, при однорядной конструкции лифта трубы подшивают на стволовой катушке; при двухрядной конструкции внутренний ряд — на стволовой катушке, а наружный — на тройнике трубной головки.

Фонтанная арматура выполняет несколько функций, главные из которых:

• — удержание на весу колонны НКТ, спущенной в скважину, а при двухрядном подъемнике — двух колонн;
• — герметизация затрубного пространства 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.

Стандартом предусмотрено несколько схем, составляющих две группы арматур, — на базе использования тройников и на базе крестовин.

Рисунок 2 — Типовые схемы фонтанной арматуры: 1 — манометр; 2 — запорное устройство к манометру; 3 — фланец под манометр; 4 — запорное устройство; 5 — тройник, крестовина; 6 — дроссель; 7 — переводник трубной головки; 8 — ответный фланец; 9 — трубная головка.

Тройниковую арматуру рекомендуется использовать при низких и средних давлениях. Тройниковую арматуру с двухструнной елкой рекомендуют для скважин, в продукции которых содержаться механические примеси.

Крестовая и тройниковая однострунные арматуры предназначены для скважин, в продукции которых нет механических примесе Для средних и высоких давлений рекомендуют 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. У тройниковой арматуры с верхним рабочим отводом при выходе его из строя можно закрыть среднюю стволовую задвижку и включить в работу нижний отвод.

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. Лубрикатор (рисунок 4) представляет собой отрезок насосно-компрессорной трубы 6 соответствующей длины, устанавливаемый на фланце буферной задвижки 10, и включающий в себя ролик 1, закрепленный на кронштейне 2. Кронштейн крепится на трубе 6. В верхней части имеется сальниковый узел 4 и сальниковая крышка 5, наворачиваемая на трубу 6. Внутрь лубрикатора вводится глубинный прибор 7, спускаемый в скважину на проволоке 3. В нижней части лубрикатора имеется отвод со сливным краном 9. Давление внутри лубрикатора (устьевое давление Р) фиксируется манометром 8. Перед установкой лубрикатора закрывается буферная задвижка 10, а продукция скважины эвакуируется в выкидные манифольды с задвижками 11. Центральная задвижка 12 открыта. После установки лубрикатора на фланце буферной задвижки и введения в него глубинного прибора заворачивается сальниковая крышка 5 с сальниковым узлом 4. Проволока 3 уплотняется в узле 4. Закрывается кран 9 и открывается задвижка 10. Манометр 8 регистрирует давление на устье скважины. После этого прибор спускают в колонну НКТ. В скважинах, эксплуатируемых насосным способом, спуск прибора осуществляют до выкида насоса, а в фонтанных и газлифтных — до забоя.

а) б).

Рисунок 4 — Схемы а) клиновой задвижки, б) прямоточной задвижки.

Основное достоинство клиновой задвижки — ее простота. Но при открытой задвижке у проходного канала (рисунок 4а) образуются большие боковые полости, вызывающие образование вихревых токов, 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 (рисунок 4б). Клиновое уплотнение у нее заменено шиберным с двумя плашками или одношиберным. Шибер при открытом и при закрытом проходном канале все время прижат к уплотняющим поверхностям деталей корпуса. Он состоит из двух половинок, разжимаемых пружинами. Общее усилие пружин может доходить до 9 кН. При закрытии или открытии прямоточной задвижки шибер скользит по уплотняющим поверхностям деталей корпуса. В открытом состоянии внутри задвижки образуется прямой канал без существенных боковых полостей. Уплотняющие поверхности не омываются потоком жидкости. К уплотняющим поверхностям у зазора, А подается густая смазка. Таким образом, исключаются основные недостатки клиновой задвижки.

Запорные устройства служат для полного перекрытия или полного открытия проходного сечения ствола или отвода. Регулировка параметров потока неполным закрытием запорного устройства не допускается. Для регулировки параметров потока и, следовательно, режима работы скважины используются специальные узлы — дроссели. Дроссельимеет корпус, в который вставлена стационарная или сменная втулка с небольшим по диаметру отверстием. Через отверстие втулки проходит вся продукция скважины. Подбором размера отверстия регулируют дебит скважины.

Рисунок 5 — Пробковый кран.

В пробковом кране с конической пробкой (рис.5) герметичность уплотнения обеспечивается точностью изготовления корпуса и пробки, размером зазора между ними, а также специальной смазкой, заполняющей корпус крана. Кран рассчитан на рабочее давление 14,0 МПа и имеет проходное отверстие 65 мм. Краны аналогичной конструктивной схемы выпускаются на давления до 100—120 МПа. 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.

Сложная конструкция прямоточной плоскошиберной задвижки (рис. 6) рассчитана также на рабочее давление 70,0 МПа, но отличается иной системой уплотнения. В корпусе задвижки установлены две направляющие щеки с емкостями для специальной смазки и каналами для ее подачи к уплотняемым поверхностям. Шибер состоит из двух плашек, распираемых несколькими пружинами. Плашки имеют пазы, в которых размещены головки шпинделя и контршпинделя. Смазка подается к уплотняемым поверхностям под давлением рабочей среды, что улучшает герметичность затвора. Запас смазки пополняется через обратные клапаны.

Рисунок 6. — Плоскошиберная задвижка с принудительной смазкой запорного устройства: 1 — корпус; 2 — щека; 3 — шпиндель; 4 — обратный клапан; 5- втулка; 6 — маховик: 7 — винт; 8 — гайка; 9 — корпус подшипника; 10- масленка; 11 — подшипник; 12 — уплотнение; 13 — крышка; 14 — поршенек; 15-канавка;16-втулка;17-контршпиндель.

Пневмоприводной задвижки на рабочее давление 70 МПа с условным проходным отверстием 50 мм. Как видно, конструкции собственно задвижек отличаются лишь исполнением устройства для перемещения шпинделя и наличием приводных цилиндров, гидравлического или пневматического.

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.

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.