Оборудование устья нефтяных и газовых скважин

Подождите немного. Документ загружается.

Цель работы: Изучить конструкцию, назначение, типы, схемы, узлы,

детали и произвести расчет на прочность оборудования устья нефтяных и

газовых скважин.

1. Теоретическая часть.

1.1. Конструкция, назначение, типы.

Устье законченной бурением нефтяной и газовой скважины

(добывающей и нагнетательной) оборудовано колонной головкой, сое-

диняющей на поверхности окончания обсадных колонн и герметизирующей

их межтрубные пространства.

На колонную головку, в период эксплуатации нефтяных и газовых

скважин, устанавливают оборудование – устьевую арматуру, соответству-

ющую принятому способу эксплуатации (арматура для газлифта, арматура для

УШГН, арматура для УЭЦН, арматура для ППД и т.п.). В общем виде

устьевая арматура нефтяной и газовой скважины для любого способа

эксплуатации называется фонтанной арматурой.

Фонтанная арматура при любом способе эксплуатации предназначена

для:

герметизации устья работающих скважин;

подвешивания и удержания на весу колонны насосно-компрессорных

труб, спущенной в скважину;

контроля, регулирования режима эксплуатации скважины в заданных

пределах и непрерывности ее работы;

проведения на скважинах ряда технологических операции (иссле-

довательские работы, ремонтные, профилактические) как внутри самой

скважины, так и на поверхности.

Арматура состоит из трубной головки и елки (рис. 1.1).

Рис. 1.1. Схема обвязки устьев нефтяных скважин фонтанной арматурой

Трубная головка монтируется непосредственно на колонной головке и

предназначается для подвески одной или нескольких колонн НКТ и гермети-

зации на устье межтрубных пространств. Трубная головка должна обеспечи-

вать проход жидкости или газа в межтрубные пространства, контролировать

давления в них и выполнять необходимые исследования скважины. Трубная

головка состоит из крестовика, катушки, тройника с резьбовой подвеской

одного ряда насосно-компрессорных труб, в обвязку трубной головки входят

так же боковой буфер с вентилем и манометром и ответные фланец.

Ёлка устанавливается на трубной головке. Служит для направления и

регулирования поступающей из скважины продукции; для установки

специальных сальниковых устройств (лубрикаторов); для спуска глубинных

приборов или скребков для очистки отложений парафина со стенок НКТ; для

осуществления контроля над работой скважины путем установки приборов в

катушке, установленной на боковых струнах елки. 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 (рис. 1.2) и крестовую (рис. 1.3).

1 – крестовина, 2 – переходник, 3 – фланец, 4 – тройник, 5 – задвижка, 6,

7 – УКС, 8 – отвод, 9,12 – шпилька, 10 – манометр технический, 11 – штуцер

Рис. 1.2. Фонтанная арматура тройниковая

1 – крестовина, 2 – переходник, 3 – крестовик, 4 – задвижка, 5 –

дроссель (не) регулируемый, 6, 7 – УКС, 8 – фланец, 9 – фланец глухой, 10 –

манометр технический

Рис. 1.3. Фонтанная арматура крестовая

1.2. Область применения основных типов ФА. Достоинства и

недостатки.

Для скважин, эксплуатирующих один горизонт, применяют тройнико-

вую и крестовую АФ.

Тройниковые схемы АФ применяют для скважин, в продукции которых

возможно наличие песка и других механических примесей.

Достоинства тройниковой схемы:

наличие в схеме, помимо крестовины, тройника позволяет нести до двух

рядов НКТ;

упрощена обвязка арматуры, так как струны направлены в одну сторону;

Арматуру тройникового типа применяют на скважинах со средним

избыточным давлением (14-35 МПа).

АФ крестового типа применяются на скважинах, не содержащих

абразив. Такие арматуры имеют две крестовины – большую и меньшую по

диаметру. Меньшая крестовина имеет две рабочие струны, расходящиеся в

разные стороны. Кроме того, ГОСТом предусмотрены фонтанные арматуры

крестового типа без стволовой задвижки с двумя дополнительными

задвижками на затрубном пространстве (по одной задвижке на каждой

струне), контролирующие затрубное (НКТ) пространство для газовых и

газоконденсатных скважин.

Достоинства крестовых схем АФ:

значительно ниже тройниковой, что облегчает ее обслуживание;

применяются для всего ряда рабочих давлений, предусмотренных ГОСТ

13846-84;

Недостатки:

срок службы на скважинах, содержащих песок сокращается вдвое по

сравнению с тройниковыми схемами, так как абразивный износ верхнего

крестовика практически выводит из строя всю фонтанную арматуру;

струны, обвязывающие крестовую арматуру, расходятся в разные

стороны, что усложняет обвязку.

при выходе из строя одного из отводов необходимо закрывать нижнее

стволовое запорное устройство, а следовательно, останавливать скважину.

Фонтанные арматуры для эксплуатации двух (и более) продуктивных

горизонтов оборудуют двумя (и более) крестовинами или концентрической

подвеской трех рядов труб НКТ. Разработана трубная головка на четыре

параллельные колонны подъемных труб, каждая из которых снабжена

циркуляционным клапаном и затрубным пакером. Арматуру для раздельной

эксплуатации изготавливают на рабочее давление 14-35 МПа.

Фонтанная арматура на рабочее давление 14 МПа изготавливается с

крановым запорным устройством (типа КППС) тройникового и крестового

типов для скважин, эксплуатируемых фонтанным способом и погружными

центробежными электронасосами. Арматура предназначена для работы с

некоррозионной средой, объемным содержанием механических примесей до

0,5% и температурой среды до 120°C.

1.3. Условное обозначение, классификация и типовые схемы ФА.

Полный шифр ФА (ГОСТ 13846-84) условно представляется в виде:

А (Ф, ФН, УШ

) X

·X

(Э, Ш

)·X

– X

·X

где А – арматура: Ф – фонтанная; ФН – нагнетательная; УШ – для

эксплуатации скважин установкой штанго-глубинного насоса;

– обозначение места подвески подъемной колонны (в трубной головке

на муфте не обозначается, в переводнике трубной головки на резьбе – К;

– обозначение типовой схемы арматуры. При двухрядной конструкции

концентричной подвески труб к номеру добавляется буква «а», для

эксплуатации скважин с УЭЦН и УЭВН – Э, с УШГН – Ш;

– обозначение системы управления (ручное не обозначается, дистан-

ционное – Д, дистанционное с применением предохранительных устройств - В

автоматизированной – А);

– условный проход ствола арматуры, мм;

– условный проход бокового отвода арматуры (при совпадении с

Обозначается: 1) АУШ Х

·Х

…; 2) АФ Х1·Х

·Ш…

условным проходом ствола не указывается);

– рабочее давление, МПа;

– исполнение изделия в зависимости от условий применения. АФ

исполняется для эксплуатации с обычными и коррозионными средами и имеет

следующее обозначение:

К1 – для среды с объемным содержанием CO

до 6%;

К2 – для среды с объемным содержанием CO

S до 6%;

К2И – то же при условии непрерывной подачи ингибитора;

К3 – для среды с объемным содержанием CO

S до 25%.

– климатическое исполнение:

– для умеренно климатической зоны – не обозначается;

– для холодной климатической зоны – ХЛ;

Пример условного обозначения фонтанной арматуры, обеспечивающей

обвязывание одного скважинного трубопровода в катушке–трубодержателе,

елка которого выполнена по схемам №6 ГОСТ 13846-89 с дистанционным и

автоматическим управлением отдельных запорных устройств, диаметром

условного прохода ствола елки – 80 мм и боковых отводов елки – 50 мм, на

рабочее давление 70 МПа (700 кгс/см

) в корозийно-стойком исполнении для

нефти, газа и газоконденсата с содержанием H

S и CO

до 60% по объему

каждого: АФК6В-80/50х70К2.

Фонтанные арматуры классифицируют по конструктивным и прочност-

ным признакам:

1. рабочему давлению (7, 14, 21, 35, 70 и 105 МПа) – табл. 1.1;

2. схеме исполнения (восемь схем – ГОСТ 13846-84) – рис. 1.4;

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).

Таблица 1.1

Техническая характеристика фонтанной арматуры

Основные параметры, характеризующие фонтанную арматуру

Рабочее дав-

ление, МПа

Условный проход, мм

Пробное давление, МПа

Ствол

Боковые отводы

На прочность

На герметичность

50; 65

65*

50; 65*

65*

50; 65*

80*

50; 66*

100*

65;100*

150*

100*

65*

50; 65*

50; 65

100*

65; 80; 100*

52*

105

50; 65

105

80*

50*; 65; 80

105

150

105

* Выпускаются серийно; остальные - по требованию заказчика

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 – кресстовина.

Рис. 1.4. Типовые схемы фонтанных арматур

1.4. Основные узлы и детали ФА. Назначение, конструкция.

Основными узлами и деталями арматуры являются крестовики,

тройники, катушки, переводные фланцы, запорные устройства, штуцера,

лубрикатор и буфер (см. рис. 1.1, 1.2, 1.3, 1.4).

Крестовик и тройник позволяют отводить добываемую продукцию

скважины к манифольдам или иметь сообщение с одним из межтрубных

пространств. На этих деталях может быть подвешена колонна насосно-

компрессорных труб, для чего эти детали по внутреннему диметру имеют

резьбу. Колонна труб непосредственно подвешивается на этой резьбе или

через переводной фланец (катушку). Крестовик имеет два боковых отвода,

направленные в разные (противоположные) стороны. Тройник имеет одни

боковой отвод. Кадушка или переводной фланец служат для подвески

насосно-компрессорных труб или для перехода одного разделителя на другой.

Запорные устройства (задвижки, краны, вентили) служат для

перекрытия или полного открытия проходного сечения ствола фонтанной

елки или ее отводов. Регулировка параметрами потока продукции скважины

неполным закрытием задвижки не допускается.

Запорные устройства АФ выполняются 4 типов: пробковые краны со

смазкой, прямоточные задвижки со смазкой типа ЗМ (рис. 1.5 а) и ЗМС (рис.

1.5 б) с однопластинчатым и ЗМАД (рис. 1.5 в) – с двухпластинчатым

шибером и клиновые задвижки ЗКС (рис. 1.5 г). Задвижки типов ЗМС и ЗМАД

имеют модификацию с ручным и пневмоприводом.

а)

б)

в)

г)

Рис. 1.5. Задвижки прямоточные и клиновые

1.4.1. Задвижки.

Задвижка – запорное устройство, в котором перекрытие потока

(прохода) осуществляется поступательным перемещением затвора в

направлении перпендикулярном движению потока транспортируемой среды.

В шиберных задвижках уплотнительные поверхности седел

расположены параллельно друг другу и перпендикулярно потоку рабочей

среды. Затвор в таких задвижках называют диском или шибером.

Шиберные задвижки (рис. 5) по конструкции затвора подразделяются

на: одношиберные (однодисковые) и шиберные с двумя плашками

(двухдисковые).

В одношиберных задвижках уплотнение между шибером и седлами

достигается за счет высокой точности изготовления и чистоты поверхности

соприкасающихся поверхностей.

Шибер в открытом и закрытом положениях все время прижат к

уплотняющим поверхностям седел силой тарельчатых пружин, установленных

в корпусе задвижки о торцевой стороны седел.

В двухдисковых задвижках шибер изготовлен из двух половинок –

шашек, разжимаемых пружинами, установленными внутри шибера. Несмотря

на усложнение конструкции, и увеличение стоимости изготовления такие

задвижки имеют преимущества перед шиберными однодисковыми

задвижками, которое заключается в следующем:

• уменьшение износа уплотняющихся поверхностей затвора и седел;

• высокая герметичность прохода в закрытом положении;

• меньший расход энергии на закрытие.

Для управления задвижками используется ручной, электрический,

гидро- или пневмопривода.

Приняты следующие условные обозначения задвижек, например:

ЗМАД-65х140ХЛ

3 – задвижка;

М – с уплотнением металл по металлу;

А – с уплотнительной смазкой и подачей ее автоматическим способом,

(принудительным способом ставят букву С);

Д – модификация задвижки: двухшиберная – Д, однощиберная – 1;

- последующая буква обозначает исполнение корпуса задвижки; флан-

цевое – не обозначается, безфланцевое – Б;

65 – условный проход, мм;

- буква за цифрами, если она есть, обозначает: П – с дистанционным

управлением; А – с автоматическим управлением;

140 – рабочее давление, кгс/см

;

К2 – исполнение по коррозионностойкости:

для среды, не содержащей коррозионные вещества – не обозначается;

для среды с содержанием до 6% СО

– К1;

для среды содержащей до 6% СО2 и H

S (каждого) с оборудованием,

изготовленным из высоколегированной стали – К2;

Для среды с содержанием до 6% С0

и H

S (каждого) с оборудованием

изготовленным из низколегированной и малоуглеродистой стали с

применением ингибитора в скважине – К2И;

Н – задвижки для нагнетательных скважин (для нефтегазодобывающих

скважин – не обозначается).

Задвижки перед другими типами запорной арматуры имеют

следующие преимущества:

незначительное при полностью открытом проходе гидравлическое

сопротивление;

нет поворотов потока рабочей среды;

можно применять для перекрытия потоков среды, имеющую большую

вязкость;

строительная длина - относительно небольшая;

подачи среды - в любом направлении.

К недостаткам задвижек следует отнести:

плохая работа со средами, имеющими кристаллизирующиеся включения;