» » Арматуры фонтанные и нагнетательные

Арматуры фонтанные и нагнетательные

03.08.2016

До начала испытания скважины на ее устьевое оборудование вместо превенторной сборки на колонную головку устанавливается стальная фонтанная арматура. Она включает в себя фланцы, стальные тройники, крестовины, катушки и запорные приспособления (задвижки, краны). Фонтанная арматура состоит из двух частей (рис. 3.25): трубной головки и фонтанной елки.
Трубная головка своим нижним фланцем присоединяется к верхнему фланцу колонной головки. Она предназначена для подвески насосно-компрессорных труб в трубодержателе и герметизации пространства между ними и эксплуатационной колонной, а также для подачи через боковое ответвление крестовины воды, нефти или газа в кольцевое пространство между трубами при вызове притока и глушении скважины.
Фонтанную елку (верхнюю часть фонтанной арматуры) устанавливают на трубную головку. Фонтанная елка предназначена для контроля и регулирования работы скважины, направления движения пластового флюида в выкидную линию, подачи в скважину жидкости или газа при вызове притока и глушении скважины.
Фонтанные арматуры различаются по конструктивным и прочностным характеристикам;
- рабочему и пробному давлению;
- размером проходного сечения ствола;
- конструкции фонтанной елки;
- материалу изготовления (нормальное, коррозионно-стойкое, термостойкое, хладостойкое исполнение).
Арматуры фонтанные и нагнетательные

Нормальное исполнение (температура рабочей среды от - 40°С до +120°С).
Термостойкое исполнение «Г» (температура рабочей среды выше 120°С).
Хладостойкое исполнение «ХЛ» (температура окружающей среды ниже - 40°С).
Коррозионно-стойкое исполнение - табл. 3.2.
Арматуры фонтанные и нагнетательные

Типовые схемы оборудования устья скважин фонтанной арматурой представлены на рис. 3.26, а параметры оборудования - в табл. 3.3.
Схему и число исходных линий фонтанной арматуры выбирают в зависимости от характеристики скважины. Наиболее часто для нефтяных фонтанных и газовых скважин применяют арматуру с двумя выкидными линиями тройникового типа. Фонтанную арматуру с одной выкидной линией обычно используют для компрессорных или фонтанных скважин с небольшим устьевым давлением, а также не содержащих в своей продукции песка.
В арматуре на фланцах боковых стволов и катушке трубной головки предусмотрены отверстия для подачи ингибиторов, отверстия под карман для измерения температуры среды и вентили под манометры для измерения давления.
Для регулирования режима работы скважины предусмотрен штуцер. Контроль проводится по показаниям манометров на буфере и после дросселя.
Арматуры фонтанные и нагнетательные

Арматура фонтанная для нефтяных скважин может эксплуатироваться с помощью погружных электрических и штанговых насосов.
Арматура нагнетательная предназначена для обвязывания эксплуатационной и насосно-компрессорной колонн (НКТ), подвешивания HKT в трубодержателе, нагнетания рабочих и технологических сред в трубное и затрубное пространства через боковые отводы елки и трубной головки, для поддержания пластового давления и проведения необходимых технологических операций.
Арматуры фонтанные и нагнетательные

Арматура предназначена для герметизации устья нефтяных и газовых скважин, подвески скважинных трубопроводов, контроля и регулирования работы скважины, проведения необходимых технологических операций, перекрытия потока рабочей среды.
Фонтанная арматура выпускается следующих типов: АФ, АФК, АФКЭ, АФКШ, АНК, АУН, АНМ.
Устьевая арматура позволяет эксплуатировать скважину в режимах: - фонтанном; - нагнетательном; - откачивания рабочей среды с помощью электропогружных и штанговых насосов.
Арматура надежна при эксплуатации в особо сложных условиях:
- в средах, содержащих H2S и CO2 до 25% по объему каждого, примеси нефти, ингибиторы коррозии и др.;
- при различных рабочих давлениях от 14 до 105 МПа с условными проходами стволов и отводов елки 50 мм, 65 мм, 80 мм, 100 мм, 150 мм;
- в различных климатических зонах с температурой от -60 до +60° С.
Структурная схема условного обозначения арматуры:
АФ (АН) - арматура фонтанная (арматура нагнетательная);
К - подвешивание колонны HKT в переходнике к трубной головке (при подвешивании в муфте трубной головки (в подвеске НКТ) не обозначается);
1...6 - обозначение типовой схемы елки по ГОСТ 13846-89;
Д - дистанционное, А - автоматическое, В - дистанционное и автоматическое - обозначение системы управления задвижками (с ручным управлением не обозначается); -50...150 - условный проход ствола елки / 50...150 - условный проход боковых отводов елки (при совпадении условных проходов условный проход боковых отводов елки не обозначается), мм; х14, 21, 35,70,105 - рабочее давление, МПа; Kl...КЗ - обозначение коррозионно-стойкого исполнения по ГОСТ 13846-89; ХЛ, УХЛ - климатическое исполнение по ГОСТ 15150-69 (исполнение У не обозначается).
Фонтанные арматуры выпускаются на рабочее давление от 7 до 105 МПа с условным проходом от 50 до 150 мм.
Манифольд фонтанной арматуры обвязывает рабочие выкиды и отводы затрубного пространства при помощи задвижек, тройников, угловых штуцеров, предохранительных и обратных клапанов. При помощи манифольда можно направлять поток газа, нефти по отводам елки в трубопроводы, регулировать подачу продукта с заданным давлением, вводить в скважину ингибиторы коррозии и гидратообразования.
Продувочно-задавочные линии фонтанных арматур позволяют:
- глушить и продувать скважину по трубному и затрубному пространству;
- проводить газодинамические исследования;
- подключать насосные агрегаты;
- безопасно сжигать газ и конденсат на факеле;
- собирать глинистый раствор и другие рабочие жидкости при выполнении таких операций, как освоение, глушение, интенсификация.
Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08-624-03 пункт 2.3.6) требуют, чтобы конструкции устья скважины, колонных головок, герметизирующих устройств обеспечивали:
- подвеску с расчетным натягом промежуточных и эксплуатационных колонн с учетом компенсации температурных деформаций на всех стадиях работы скважины (колонны), а также подвеску колонны бурильных труб на противовыбросовом оборудовании;
- контроль за возможными флюидопроявлениями за обсадными колоннами;
- возможность аварийного глушения скважины;
- герметичность межколонных пространств при строительстве и эксплуатации скважин;
- испытание обсадных колонн и межколонных пространств на герметичность.
Работы по освоению и испытанию скважин могут быть начаты при обеспечении следующих условий:
- высота подъема цементного раствора за эксплуатационной колонной и качество сформировавшейся крепи соответствуют требованиям настоящих правил;
- эксплуатационная колонна прошаблонирована, опрессована совместно с колонной головкой и превенторной установкой (фонтанной арматурой), герметична при максимально ожидаемом давлении на устье скважины;
- устье с фонтанной арматурой или превенторной установкой и выкидные линии оборудованы и обвязаны в соответствии с утвержденной схемой;
- отсутствуют межколонные давления.
Устье скважины перед перфорацией эксплуатационной колонны должно быть оборудовано противовыбросовым оборудованием, а скважина заполнена соответствующей жидкостью.
В случае вскрытия перфорацией газовых, нефтяных и водоносных горизонтов с аномально высоким давлением противовыбросовое оборудование должно быть представлено превенторной установкой.